ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ» (ОмГУПС (ОмИИТ)) Кафедра «Электроснабжение железнодорожного транспорта» РАСЧЕТ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине «Релейная защита» ИНМВ. 400835.000 ПЗ Студент гр. 45 А А. С. Утегенов Руководитель – доцент кафедры ЭЖТ Ю.В. Кондратьев Омск 2019 1 Реферат УДК 621.311:621.331 Курсовая работа содержит 32 страницы, 13 рисунков, 8 таблиц, 4 источника, 1 лист графического материала. Релейная защита, максимальная токовая защита, токовая отсечка, ток срабатывания реле, выдержка времени, коэффициент чувствительности, дифференциальная защита, блокировка минимального напряжения, предельная кратность тока. Объектом исследования является релейная защита тяговой подстанции постоянного тока. Цель исследования – рассчитать необходимые виды релейной защиты, выбрать реле и схемы их включения. В работе перечислены релейные защиты, применяемые на тяговых подстанциях постоянного тока; рассчитаны МТЗ всех вводов понижающего трансформатора, изображены их схемы, выбраны реле; найдены токи срабатывания защит от перегрузки понижающего трансформатора и трансформатора собственных нужд, а также автоматики обдува; определено количество витков, выставляемых на обмотках реле дифференциальной защиты понижающего трансформатора, а также тип реле; рассчитана токовая отсечка и МТЗ трансформатора собственных нужд; рассчитана защита преобразовательных агрегатов; произведена проверка одного из трансформаторов тока на 10-процентную погрешность. 2 Содержание Введение…………………………………………………………………………….. 1 Исходные данные………………………………………………………………… 2 Релейные защиты, применяемые на тяговой подстанции……………………... 3 Защита понижающего трансформатора………………………………………... 3.1 Максимальная токовая защита ввода 10,5 кВ……………………………........ 3.2 Максимальная токовая защита ввода 35 кВ…………...……………................ 3.3 Максимальная токовая защита ввода 230 кВ…………………..……………... 3.4 Дифференциальная защита понижающего трансформатора ..………............ 3.5 Защита трансформатора от перегрузки и автоматика включения обдува…. 4 Расчет защиты трансформатора собственных нужд…………………………… 4.1 Расчет токовой отсечки ТСН…………………………………………………... 4.2 Расчет максимальной токовой защиты ТСН………………………………….. 4.3 Расчет защиты ТСН от перегрузок……………………………………………. 5 Расчет защит преобразовательного трансформатора…………………………... 5.1 Расчет максимальной токовой защиты преобразовательного трансформатора............................................................................................................................... 5.2 Расчет токовой отсечки преобразовательного трансформатора ……………. 5.3 Расчет автоматики включения обдува и защиты от перегрузки преобразовательного трансформатора……………………………………………………….. 6 Проверка трансформаторов тока на десятипроцентную погрешность……….. Заключение…….…………………………………………………………………… Библиографический список……………………………………………………….. Приложение А. Принципиальная схема релейной защиты понижающего трансформатора…………………………………………………………………….. 3 4 5 7 10 10 11 12 16 21 23 23 24 24 26 26 26 27 28 31 32 Введение Релейная защита – это устройство противоаварийной автоматики, которое должно быстро реагировать на аварийные и ненормальные режимы работы объекта защиты и должно отключать поврежденный участок либо сигнализировать о ненормальных режимах или перегрузках. Основным элементом релейной защиты является реле. В технике релейной защиты реле называют автоматически действующий аппарат, осуществляющий скачкообразные изменения в управляемых системах при заданном значении величины, воздействующей на данный аппарат. При этом под воздействующей величиной понимается такая величина (ток, напряжение, температура, поток газовых пузырей и т. д.), на которую должно реагировать реле. Основные виды релейной защиты: токовая, потенциальная, дистанционная, дифференциальная, импульсная, высокочастотная. Основной функцией релейной защиты является ее срабатывание в случае возникновения повреждения на контролируемом объекте в зоне действия данной защиты. Несрабатывание защиты в случае возникновения повреждения на контролируемом объекте в зоне ее действия называется отказом защиты. Основные требования, предъявляемые к релейной защите: селективность, быстродействие, устойчивость функционирования. Релейная защита является обязательной частью всех электроэнергетических установок, объектов и систем напряжением 1 кВ и выше, она имеет особо важное и самостоятельное функциональное назначение, представляет собой сложную информационную систему, состоящую из комплекса взаимосвязанных электромагнитных, электронных и микроэлектронных устройств, а также из источников питания. 4 1 Исходные данные Исходные данные для расчёта релейных защит согласно шифру зачётной книжки (835) приведены в таблице 1, 2, 3. Таблица 1 – Исходные данные для проектирования подстанции Параметры тяговой Показатели подстанции № тяговой подстанции 1 Промежуточная Тип тяговой подстанции транзитная Род тока Постоянный Тип ТДТН Номинальная мощность, МВ·А 16 ВН 230 ± 12×1,00 % Номинальное напряжеСН 38,5 ± 5 % Понижающий ние, кВ трансформатор НН 11,0 ВС 11,5 Напряжение короткого ВН 15,5 замыкания, % СН 7,5 ТРДПТип 12500/10ЖУ1 12-пульсовая Схема выпрямления послед-го типа Номинальная мощность, МВ·А 11,4 ПреобразовательСО 10,0 ный трансформатор Номинальное напряжение, кВ ВО 0,755 Напряжение короткого 7,5 замыкания, % Схема и группа соединения Y/∆Y-0-11 обмоток Тип ТМ-160/10 Трансформатор собственных нужд Uкз, % 4,7 Количество 4 Фидеры районной Напряжение, кВ 38,5 нагрузки Мощность фидера, МВА 1,5 Количество фидеров контактной сети 5 Постоянная 2,5 нагрузка, кВт Данные для выбора аккумуляторной батареи Аварийная 3,1 нагрузка, кВт 5 Таблица 2 – Токи короткого замыкания на шинах тяговой подстанции при минимальном режиме. Место КЗ Шины 220 кВ Шины 35 кВ Шины 10 кВ Шины 0,4 кВ Шины 1,308 кВ Сверхпереходный ток КЗ, кА 14,347 2,421 6,122 5,375 27,026 Ударный ток КЗ, кА 36,584 6,175 15,611 13,707 68,916 Таблица 3 – Токи короткого замыкания на шинах тяговой подстанции при максимальном режиме Место КЗ Шины 220 кВ Шины 35 кВ Шины 10 кВ Шины 0,4 кВ Шины 1,308 кВ Сверхпереходный ток КЗ, кА 17,951 3,937 10,428 9,7 32,43 Ударный ток КЗ, кА 45,774 10,04 26,59 24,736 82,689 2 Релейные защиты, применяемые на тяговой подстанции На тяговых подстанциях устанавливаются двухобмоточные или трехобмоточные понижающие (силовые) трансформаторы. Типы защиты, применяемой на трансформаторах различной мощности, регламентируются правилами устройства электроустановок. На понижающих трехобмоточных трансформаторах тяговых подстанций устанавливаются следующие типы защиты: от повреждений внутри бака трансформатора и недопустимого понижения уровня масла – двухступенчатая газовая защита; от короткого замыкания внутри обмоток и на их выходах – продольная дифференциальная защита; от внешнего короткого замыкания для резервирования продольной дифференциальной и газовой защиты – максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой выдержкой времени в трехфазном трехрелейном исполнении со стороны 110 – 220 кВ; от короткого замыкания на шинах 10,5 кВ, обеспечивающих питание электрической тяги, и для резервирования защиты фидеров 10,5 кВ контактной сети или выпрямленных агрегатов – МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении со стороны 10,5 кВ; от короткого замыкания на шинах 38,5 кВ районной нагрузки и для резервирования защиты отходящих фидеров – МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении со стороны 38,5 кВ. Допускается не устанавливать эту защиту в случа6 ях, если МТЗ стороны 110 – 220 кВ имеет достаточную чувствительность к короткому замыканию на шинах 38,5 кВ районной нагрузки. При этом МТЗ стороны 110 – 220 кВ выполняется с двумя реле времени, контакты одного из которых вводятся в цепи отключения секционного выключателя и выключателя ввода 38,5 кВ; от перегрузок – МТЗ в однофазном исполнении со стороны 110 – 220 кВ и со стороны обмоток среднего и низкого напряжения, если они не рассчитаны на полную мощность трансформатора. Для контроля температуры верхних слоев масла трансформатора устанавливаются термосигнализаторы. Все понижающие трансформаторы с первичным напряжением 110 – 220 кВ оборудуются дутьевым охлаждением. Дутьевая установка включается контактом термосигнализатора при температуре масла выше +55С и контактом токового реле при нагрузке трансформатора по току выше 70 % от номинальной. На тяговых подстанциях устанавливаются два трансформатора собственных нужд, один из которых – рабочий, второй – резервный. На них принято устанавливать следующие типы защиты: от внутренних повреждений – токовую отсечку без выдержки времени; от коротких внешних замыканий – максимальную токовую защиту с выдержкой времени; от перегрузок – максимальную токовую защиту. Защита от внутренних повреждений и внешнего короткого замыкания устанавливается со стороны обмотки высокого напряжения и действует на отключение трансформатора собственных нужд. Защита от перегрузок чаще всего устанавливается со стороны обмотки низкого напряжения и действует на сигнал. Для повышения надежности питания собственных нужд тяговых подстанций применяется автоматическое включение резерва (АВР). На преобразовательных агрегатах тяговых подстанций применяются следующие устройства защиты, контроля и сигнализации. Токовая отсечка и максимальная токовая защита с выдержкой времени 0,4 – 0,5 с, выполняемые на основе реле РТ-40. Газовая защита трансформатора с действием первой ступени на сигнал (при слабых газообразованиях и понижении уровня масла), второй ступени – на отключение (при интенсивном газообразовании). Максимальная токовая защита обратной последовательности с выдержкой времени 1 – 2 с от замыкания на землю одной фазы ошиновки от трансформатора до преобразователя. При некоторых схемах включения выпрямительных агрегатов и таком повреждении ток не достигает значения, опасного для трансформатора или выпрямителя, однако, при этом на электрифицированных железных дорогах постоянного тока по рельсовым цепям протекают токи гармоник с частотами, кратными 50 Гц, что может в ряде случаев приводить к ложной работе железнодорожной сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ). Токовая защита обратной последовательности может не применяться, если имеются другие типы защиты, реагирующие на упомянутый вид повреждения. 7 Защита от замыкания на землю (на заземленные металлоконструкции в шкафах вентильных блоков, плюсовой и минусовой шин) на стороне выпрямленного напряжения преобразователя. При установке преобразователя в помещении (в РУ-3,3 кВ) шкафы вентильных блоков, фланцы изоляторов, разъединителей, быстродействующих выключателей и другие устройства заземляют на внутренний контур заземления. При замыкании на землю в любой точке РУ-3,3 кВ срабатывает земляная защита 3,3 кВ, воздействующая на отключение всех преобразовательных агрегатов, быстродействующих выключателей и линейных разъединителей всех фидеров 3,3 кВ подстанции. В случае установки преобразователей вне РУ-3,3 кВ соответствующие элементы каждого преобразователя через обмотку специального реле защиты от замыкания на землю заземляют на наружный контур заземления подстанции. При срабатывании этого реле защита воздействует на отключение только данного преобразователя. Защита во всех случаях действует без выдержки времени и с постоянной блокировкой, исключающей возможность повторного включения в работу преобразователя устройствами автоматики или телеуправления без предварительного осмотра его и деблокировки защиты. Защита от пробоя вентилей, которая при повреждении одного вентиля (одной параллельной группы) в фазе (вентильном плече) преобразователя воздействует на сигнал, двух вентилей и более – на отключение. На некоторых типах преобразователей (ПВКЕ-2, ПВЭ-5АУ1 и др.) защита от пробоя вентилей не предусматривается. Защита от длительной перегрузки преобразовательного агрегата, воздействующая с выдержкой времени на сигнал или на включение резервного агрегата. Защита от исчезновения или превышения допустимой несимметрии импульсов управления на одной или нескольких фазах (для преобразователей с управляемыми вентилями), действующая на сигнал или на отключение преобразователя. При этих ненормальных режимах в рельсовых цепях СЦБ могут появиться токи гармоник с частотами, кратными 50 Гц, с соответствующими недопустимыми последствиями. Защита от перегрева преобразовательного трансформатора. Контроль температуры верхних слоев масла в трансформаторе осуществляется термосигнализатором (ТС-100, СТ-2 ЦНИИ). При температуре масла свыше +55С независимо от нагрузки включается дутьевое (при наличии такового) охлаждение трансформатора. При нагрузке по току выше 70 % номинальной независимо от температуры масла также включается дутьевое охлаждение. При достижении маслом температуры от +75 до +80С подается сигнал о перегреве трансформатора. Тепловая защита от превышения допустимой температуры полупроводниковой структуры вентилей преобразователя, воздействующая на управление системой принудительного охлаждения вентильных блоков, включение резервных преобразовательных агрегатов, сигнал и отключение преобразователя. 8 Защита от коммутационного и индуктированного атмосферного перенапряжения на сторонах вторичного напряжения преобразовательного трансформатора и выпрямленного тока, которая осуществляется ограничителями перенапряжения. Аппаратура автоматического регулирования мощности (АРМ) для повышения надежности электроснабжения и коэффициента мощности электри-ческой тяги и уменьшения потерь электрической энергии в преобразовательных агрегатах (при наличии на подстанции двух агрегатов и более). При выборе трансформаторов тока необходимо также учитывать, что на инверторных и выпрямительно-инверторных агрегатах предусматривается по одному комплекту вторичных обмоток трансформаторов тока для подключения счетчиков электроэнергии (одного счетчика реактивной энергии и двух – со стопорами активной энергии) и датчиков тока и переключения режимов. 9 3 Расчет защит понижающего трансформатора 3.1 Расчет максимальной токовой защиты ввода 11 кВ Для трехобмоточных трансформаторов с объединенной МТЗ на стороне 11 кВ первичный ток срабатывания защиты, А I с.з kн kсз I нагр.max , (3.1) kв где kн – коэффициент надежности, kн = 1,15 – 1,25; k сз – коэффициент самозапуска, для МТЗ ввода 11 кВ k сз = 1; k в – коэффициент возврата реле, для реле типа РТ-40 k в = 0,85 – 0,90; I нагр.max – максимальный ток нагрузки, А, для МТЗ ввода 11 кВ принимаем I нагр.max (2 3) I н.т I н.т – номинальный ток обмотки 11 кВ понижающего трансформатора, А; S I н.т н.т , (3.2) 3U н где Sн.т – номинальная мощность понижающего трансформатора, кВА; U н – номинальное напряжение, U н = 11 кВ. 16000 I н.т 839 А ; 3 11 I нагр.max 2 839 1678 А; I с.з 1,15 1 1678 2144 А. 0 ,9 Ток срабатывания реле, А kсх I с.з , (3.3) kт.т где kсх – коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле; k т.т – коэффициент трансформации трансформаторов тока. I kт.т 1т.т , (3.4) I 2т.т где I1т.т – номинальный ток обмотки соответствующего напряжения понижающего трансформатора, принимается равным ближайшему большему значению из стандартных значений, А; I 2т.т – вторичный ток трансформатора тока, А. k т.т 400; 1 2144 I с.р 5,36 А. 400 I с.р 10 Коэффициент чувствительности защиты должен удовлетворять условию (2) I к.min (3.5) kч 1,5 , I с.з (2) где I к.min – значение тока короткого замыкания на шинах 11 кВ, А; (2) (3) , (3.6) I к.min 0,86 I к.min (3) где I к.min – значение тока короткого замыкания на шинах 11 кВ при работе одного трансформатора, А. (2) I к.min 0,86 6122 5264 А; 5264 kч 2,45 1,5 . 2144 При этом значение коэффициента чувствительности защиты должно быть в пределах: I (3) к min (3.7) kч.рез 1,2, I с.з kт где k т – коэффициент трансформации тягового (преобразовательного) трансформатора, равный отношению номинальных линейных напряжений его первичной и вторичной обмоток. 27026 kч.рез 2,9 1,2, 11 2144 1,51 3 Выдержка времени на отключение выключателя ввода выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени защит присоединения, питающихся от шин 11 кВ, с (3.8) tз.в(11) tн.п t , где tн.п – наибольшая выдержка защит присоединений, tн.п = 1 с; t – ступень селективности, t = 0,5 с; tз.в(11) 1 0,5 1,5 с. Схема МТЗ ввода 11 кВ представлена на рисунке 3.1. Производим выбор реле. Реле тока (времени) выбирается так, чтобы ток (время) срабатывания находилось в пределах возможных уставок. Промежуточное реле выбирается по оперативному напряжению. Указательное реле выбирается по току промежуточного реле (вычисляется через мощность и напряжение) так, чтобы ток срабатывания был меньше этого тока, а номинальный – больше. Выбор сведен в таблице 3.1. 11 Таблица 3.1 – Выбор реле для МТЗ ввода 11 кВ Условное обозначение КА1, КА2, КА3 КТ1, КТ2 КН1, КН2 KL1, KL2 Назначение Реле максимального тока Реле времени Указательное реле Промежуточное реле + ШУ Тип РТ-40/10 ЭВ-132 РУ-21/0,05 РП-252 КА1.1 – КТ1 ШУ КА2.1 КТ1.1 КТ1.2 КQ1 КН1 КL1 КН2 КL2 L1 КL1.1 L2 КQ2 КL2.1 КН1.1 КН2.1 а На сигнал б Рисунок 3.1 – Схема максимальной токовой защиты трансформатора на стороне 11 кВ: а – схема первичной коммутации; б – схема вторичной коммутации 3.2 Расчет максимальной токовой защиты ввода 38,5 кВ Расчет аналогичен расчету МТЗ ввода 11 кВ и ведется по формулам (3.1) – (3.6), в которые подставляются следующие, отличные от ранее указанных, величины: U н 38,5 кВ , kт.т 100 , I1ном 500 А . 16000 I н.т 240 А; 3 38,5 I нагр.max 2 240 480 А; 1,15 1 480 613,3 А; 0,9 1 613,3 I с.р 6,13 А; 100 I с.з 12 (2) I к.min 0,86 2421 2082 А; 2082 kч 3,39 , 613 Выдержка времени на отключение секционного выключателя определяется по (3.5), а выключателя ввода 11 кВ – также по (3.5), но на ступень селективности выше, чем у секционного выключателя tз.с(38,5) 1 0,5 1,5 с , tз.в(38,5) 0,5 2 0,5 1,5 с . Схема МТЗ ввода 35 кВ представлена на рисунке 3.2. Выбор сведен в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Выбор реле для МТЗ ввода 35 кВ Условное обозначение КА1, КА2, КА3 КТ1, КТ2 КН1, КН2 KL1, KL2 Назначение Реле максимального тока Реле времени Указательное реле Промежуточное реле + ШУ Тип РТ-40/20 ЭВ-132 РУ-21/0,05 РП-252 КА1.1 – КТ1 ШУ КА2.1 КА1 КТ1.1 КТ1.2 КН1 КL1 КН2 КL2 КА2 КQ1 ТА1 ТА2 ТА3 L1 КL1.1 L2 КQ2 КL2.1 КН1.1 На сигнал КН2.1 а б Рисунок 3.2 – Принципиальная схема МТЗ ввода 38,5 кВ понижающего трансформатора 13 3.3 Максимальная токовая защита ввода 230 кВ По (3.1) при I нагр.max 3I н.т I н.т I нагр.max 16000 40,1 А ; 3 230 3 40,1 120,3 А ; 1,15 1 120,3 153,7 А . 0,9 Для обеспечения селективности МТЗ стороны 230 кВ по току срабатывания с защитами вводов 35 кВ и 11 кВ необходимо также выполнить условия: I с.з I нагр.max НН I I с.з(230) kсел с.з.СН , kт.ВН kт.ВС (3.7) I нагр.max СН I I с.з(230) kсел с.з.НН (3.8) , k k т.ВС т.ВН где kсел – коэффициент селективности, принимаемый для понижающих трансформаторов тяговых подстанций kсел = 1,05; I с.з.CН , I с.з.НН – первичные токи срабатывания МТЗ сторон среднего и низкого напряжений, А; I нагр.max НН , I нагр.max СН – максимальные токи нагрузки по вводам низкого и сред- него напряжений, А; k т.ВН , k т.ВС – коэффициенты трансформации понижающего трансформатора, равные отношению номинальных линейных напряжений соответствующих сторон, kт.ВН 230 / 11 21 ; kт.ВС 230 / 38,5 5,97 ; 613,3 1678 I с.з(230) 1,05 191,8 А , 21 5,97 2144 120,3 I с. з (230) 1,05 383,1 А . 5,97 21 Из найденных по (3.1), (3.7) и (3.8) тока срабатывания защиты принимаем большее, т. е. I с.з 383,1 А . Ток срабатывания реле по (3.3) при kт.т = 60 для трансформатора тока TG 145 и kсх = 3 для схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле в звезду, А 3 383,1 I с.р 11,05 А . 60 Коэффициенты чувствительности защиты определяются при минимальных значениях тока, протекающего на стороне 220 кВ защищаемого трансформатора при двухфазных к. з. на шинах среднего и низкого напряжений 14 kч.НН I р.НН kч.СН I р.СН I с.р I с.р 1,5 , (3.9) 1,5 , (3.10) где I р.НН , I р.СН – токи в реле при двухфазных к.з. на шинах соответственно низкого и среднего напряжений, вычисляемые по формуле, А (3) 1,5I к.min , (3.11) Iр kт.т (3) где I к.min – минимальный ток трехфазного к.з., приведенный к напряжению той стороны, где установлена рассматриваемая защита, т.е. к стороне 220 кВ, А; 3 2421 I р.СН 11,6 А ; 60 5,97 1,5 6122 I р.НН 8,4 А ; 60 21 11,6 kч.СН 1,04 1,5 ; 11,05 8,4 kч.НН 0,76 1,5 . 11,05 Коэффициент чувствительности не удовлетворяет допустимым значениям, поэтому для повышения чувствительности МТЗ ввода 220 кВ дополняется блокировкой минимального напряжения. При этом ток срабатывания защиты определяется из условия I нагр.max I н.т по (1) I с.з 1,15 1 120,3 153,7 А , 0,9 ток срабатывания реле по (3) 3 153,7 4,43 А ; 60 11,6 kч.СН 2,6 1,5 ; 4,43 8,4 kч.НН 1,89 1,5 . 4,43 Напряжение срабатывания реле блокировки по (6) 0,9 230000 U с.р 65,2 В . 1,15 2200 1,2 Выдержка времени защиты должна удовлетворять условиям tз(230) tз.в(11) t , I с.р tз(230) tз.в(38,5) t , 15 (3.12) (3.13) tз(230) 1,5 0,5 2 с , tз(230) 1,5 0,5 2 с . Из двух найденных значений выдержки времени защиты принимается большее, т. е. tз(110) 2 с . Схема МТЗ ввода 230 кВ представлена на рисунке 3.3. КА1 +ШУ КА2 ТА1 ТА2 ТА3 KV1.1 KA1.1 KV2.1 KA2.1 KV3.1 KA3.1 КТ1.1 КА3 КL1.1 KV1 KV2 KV3 KL1.2 KL1.3 КН1.1 От ТН а b с КТ1 – ШУ КL1 На отключение Q по высокой стороне На отключение Q по средней стороне На оключение Q по низкой стороне На сигнал Рисунок 3.3 – Схема МТЗ ввода 230 кВ понижающего трансформатора По полученным данным производится выбор реле тока, реле напряжения, реле времени, указательного и промежуточного реле (таблица 3.3). Таблица 3.3 – Выбор реле для МТЗ ввода 230 кВ Условное обозначение КА1, КА2, КА3 Назначение Реле тока Тип РТ-40/10 KV1, KV2, KV3 Реле блокировки минимального напряжения РН-54/160 КТ1 КН1, КН2, КН3 KL1, KL2 Реле времени Указательные реле Промежуточные реле ЭВ-225 РУ-21/220 РП-256 3.4 Расчет дифференциальной защиты трансформатора с торможением Дифференциальная защита применяется для защиты обмоток трансформаторов от короткого замыкания между фазами и на землю, при этом в зону защиты 16 попадают выводы, ошиновка и выключатели со всех сторон трансформатора. Селективность защиты абсолютная. Для защиты трансформаторов с регулированием под нагрузкой применяют реле типа ДЗТ (с торможением). 230 кВ I1ВН = 40,1 kт.т ВН = 30 ТТВН ВН Sн.т = 25 МВА UВН = 230 кВ ( 12 1%) UСН = 38,5 кВ ( 5%) UНН = 11 кВ СН Y ТТСН I(3) к. max СН = 2421 А НН I1СН = 240 kт.т СН = 100 I1НН = 839 kт.т НН = 400 38,5 кВ I(3) к. min СН = 2082 А ТТНН 11 кВ I(3) к. max НН = 6122 А I(3) к. min НН =5265 А Рисунок 3.4 – Исходные данные для расчета дифференциальной защиты трансформатора Расчет вторичных токов в плечах дифференциальной защиты представлен в таблице 3.5. Основной стороной защиты является та, в которой протекает наибольший вторичный ток. В данном случае основная сторона – сторона среднего напряжения. Определяем максимальные токи внешнего трехфазного короткого замыкания, приведенные к напряжению обмотки ВН трансформатора, А (3) I к2(к1) max СН(НН) (3) ' , (3.14) I к. max СН(НН) kт. ВС(ВН) где kт – коэффициент трансформации понижающего трансформатора. а) При коротком замыкании на стороне 38,5 кВ: 2421 38,5 (3) ' I к.maxСН 405,3 А; 230 б) При коротком замыкании на стороне 11 кВ: 6122 11 (3) ' I к.maxНН 292,8 А. 230 17 Таблица 3.5 – Расчет вторичных токов в плечах защиты Наименование величины Первичный номинальный ток Выбранный коэффициент трансформации трансформатора тока Схема соединения обмоток трансформатора тока и коэффициент схемы ( kсх ) Вторичный номинальный ток в плече защиты ВН I1ВН 16000 40,2 I 16000 239 1СН 3 230 3 38,5 kт.т ВН 150 30 5 «Звезда» ( kсх = 3 ); I 2 ВН Расчет для стороны СН НН I1НН 16000 839 3 11 kт.т СН 160 kт.т НН 600 «Треугольник» ( kсх = 3 ); «Звезда» ( kсх = 1) 3 239 3 40,2 2,58 2,32 I 2 СН 160 30 I 2 НН 1 839 2,42 600 Предварительные значения максимальных первичных токов небаланса, А I нб max СН(НН) I `нб СН(НН) I ``нб СН(НН) kодн EI (3) к. max СН(НН) _ (3.15) (U U ) I к.(3)max СН(НН) , где I `нб СН(НН) – составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока, А; I ``нб СН(НН) – составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения трансформатора (автотрансформатора), А; kодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока, kодн = 1; E – относительная погрешность трансформаторов тока, Е = 0,1; U , U – половина диапазонов регулирования напряжения. I нб maxСН 1 0,1 405 (12 0,01 0,05) 405 109,35 А; I нбmaxНН 1 0,1 292 12 0,01 292 65,24 А; Определяем предварительное значение первичного тока срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания. 18 I с.з kн I нб max СН(НН) , I с.з 1,5 40,2 60,3 А. 19 (3.16) Таблица 3.5 – Расчетные формулы и полученные результаты вычисления значений параметров для определения числа витков обмотки реле Наименование величины 1 Предварительное значение тока срабатывания реле на стороне ВН Расчетное число витков обмотки НТТ для стороны ВН Принятое число витков обмотки НТТ для установки на стороне ВН Ток срабатывания реле при принятом числе витков обмотки на стороне ВН Ток реле от трансформаторов тока, стороны ВН при к.з. в зоне действия защиты на стороне СН Ток реле от трансформаторов тока, стороны ВН при к.з. в зоне действия защиты на стороне НН Минимальное значение коэффициента чувствительности защиты Расчетное число витков обмотки НТТ для стороны НН Принятое число витков обмотки НТТ для установки на стороне НН Расчетная формула Числовое значение 2 3 I с.р.ВН kсх.ВН I с.з k т.т.ВН Fс.р расч.ВН I с.р.ВН I с.р.ВН расч.ВН 100 28, 7 вит 3, 48 29 витков ВН I с.р.ВН 60,3 3 3, 48 А 30 Fс.р ВН I с.р.ВН 100 3,36 А 29 I р.СН I (3) к.min kсх К т.ВС К т.т.ВН I р.СН 2082 3 20,1 А 5,97 30 I р.НН I (3) к.min kсх К т.НН К т.т.ВН I р.НН 5265 1,5 12,5 А 21 30 kч.min расч.НН I р.min I с.р.ВН I 2 ВН ВН I 2 НН НН 20 kч.min расч.НН 12,5 3, 72 2 3,36 2,32 29 27,8 вит 2, 42 28 витков Продолжение таблицы 3.5 1 2 Составляющая первичного тока небаланса обусловленная рас.НН НН (3) I н.б.НН I к.max НН неточностью уста рас.НН новки расчетного числа витков стороны НН Максимальный первичный ток небалан- I н.б max НН I нбНН I нбНН I нбНН са при к.з. на шинах 27,5 кВ Расчетное число витI расч.сн 2вн вн ков обмотки НТТ для I 2сн стороны СН Принятое число витков обмотки НТТ для сн установки на стороне СН Составляющая первичного тока небаланса обусловленная сн (3) рас. СН I н.б.сн I к. max CН неточностью уста рас.СН новки расчетного числа витков стороны СН Максимальный первичный ток небалан- I н.б max CН I н.б СН I н.б СН I н.б СН са при к.з. на шинах 35 кВ Расчетное число витков тормозной обkн расч.СН I н..б. max CН мотки по условию т.расч.CН несрабатывания реI (3) к. max.СН tg ле при внешних к.з. на шинах 35 кВ Расчетное число витков тормозной обkн расч.нн I нб.макснн мотки по условию т.расч.нн I (3) к.макс.нн tg несрабатывания реле при внешних к.з. на шинах 27,5 кВ 21 3 27,8 28 292,8 2,1 А 27,8 ''' I н.б.НН I н.б max НН 109,35 2,1 111, 45 А расч.СН 2,32 29 26,1 вит 2,58 26 вит I н.б.сн 26,1 26 405,3 1,55 А 26,1 I нб.max СН 65, 24 1,55 66, 79 А т.расч.СН 1,5 26,1 66, 79 7, 4 вит 405,3 0,87 т.расч.НН 1,5 27,8 111, 45 18, 2 вт 292,8 0,87 Окончание таблицы 3.5 1 Принятое число витков тормозной обмотки Окончательно принятые числа витков обмоток НТТ при выбранной схеме включения 2 3 т 18 вит раб ВН 1 ур СН 2 ур НН 29 вит 28 вит 26 вит Принципиальная схема включения обмоток реле ДЗТ-11 представлена на рисунке 3.5. 3.5 Расчет автоматики включения обдува трансформатора и защиты от перегрузки Защита трансформатора от перегрузки и автоматика включения обдува выполняется в однофазном однорелейном исполнении, устанавливается на стороне 110 кВ понижающего трансформатора и действуют на сигнал (перегрузка) или на включение дутьевой установки с выдержкой времени 9 с. Ток срабатывания реле защиты трансформатора от перегрузки kk I (3.17) I с.р н сх н.т , kв kт.т где k н – коэффициент надёжности, k н = 1,05; k в – коэффициент возврата реле, k в = 0,9; 1,05 1 40,2 I с.р 1.53 А. 0,9 30 Автоматическое включение обдува трансформатора осуществляется при нагрузке 70 % от номинальной. Ток срабатывания реле включения обдува равен 0,7kн I н.т , (3.18) I с.р.об kв kт.т 0,7 1,05 40.2 I с.р.об 0,91 А. 0,9 30 22 3 0 1 раб 2 3 32 1 28 2 4 24 0 1 2 3 20 0 1 16 1 3 12 2 5 8 3 4 1ур 7 4 5 2ур 6 9 8 5 11 9 6 13 0 0 18 7 7 24 14 14 21 21 24 24 т 6 а 10 2 КА 11 Rø РТ 5 7 12 в б Рисунок 3.5 – Принципиальная схема включения обмоток реле ДЗТ-11 в цепи дифференциальной защиты 23 4 Расчет защиты трансформатора собственных нужд 4.1 Расчет токовой отсечки ТСН Токовая отсечка без выдержки времени трансформатора собственных нужд устанавливается со стороны питания и выполняется по двухфазной трехрелейной схеме («неполная звезда»). Ток срабатывания реле защиты, А (3) kн kсх I к.max , (4.1) I с.р kт.т kт.т СН где kн – коэффициент надежности, kн =1,3 для реле РТ-40; kсх – коэффициент схемы, kсх = 1; (3) – максимальный ток КЗ, протекающий по вторичной обмотке ТСН, А; I к.max k т.т – коэффициент трансформации ТТ на вводе ТСН; k т.т СН – коэффициент трансформации ТСН. Sн.тсн 160 I н.тсн 8,39 А; 3 U тсн 3 11 100 20; 5 11 kт.тсн 27,5; 0,4 1,3 1 5375 I с.р 10 А ; 35 20 Чувствительность защиты проверяется при минимальном значении тока двухфазного короткого замыкания на выводах первичной обмотки трансформатора. При этом коэффициент чувствительности токовой отсечки (2) I к.min kсх kч 2 (4.2) k т.т I с.р kт.т. (2) где I к.min = 0,86 I к(3)max – минимальное значение двухфазного тока короткого замыкания на стороне 10 кВ, А. 1 0,86 6122 kч 7,5 2 . 20 10 4.2 Максимальная токовая защита МТЗ с выдержкой времени устанавливается со стороны питания и выполняется по двухфазной трехрелейной схеме («неполная звезда»). Ток срабатывания реле МТЗ с выдержкой времени определяется по формуле, А kн kсх kсз I нагр.max , (4.3) I с.р kт.т kв 24 где k сз – коэффициент самозапуска, для ТСН принимаем k сз = 1; I нагр.max – максимальный ток нагрузки, I нагр.max 2,5I н.т. , А; k в – коэффициент возврата реле, k в = 0,85 – 0,9; 1,3 1 1,5 20,98 I с.р 2,27 А. 20 0,9 Выдержка времени выбирается из условия селективности с предохранителями и автоматами со стороны низкого напряжения. Принимаем равной 0,5 с. Коэффициент чувствительности МТЗ I р.min kч (4.4) I с.р где I р.min – минимальный ток, протекающий по реле защиты при двухфазном на шинах 0,4 кВ, А; 3I к(3).min , (4.5) I р.min 2kт.т kт.ТСН где I к(3).min – минимальный ток трехфазного к. з. на стороне 0,4 кВ; 3 6122 9,63 А; 2 20 27,5 9,63 kч 4,24. 2,27 I р.min 4.3 Защита трансформатора собственных нужд от перегрузок Ток срабатывания реле защиты трансформатора собственных нужд от перегрузки вычисляется по тому же выражению, что и обычный трансформатор, А I с.р перегр kн kсх I н ТСН . kв kт.т (4.6) 1,05 1 8,29 0,48. 0,9 20 Принципиальная схема защит (совмещенная) трансформатора собственных нужд представлена на рисунке 4.1. I с.р.перегр 25 +ШУ КА1.1 КТ1 -ШУ КА2.1 КА3.1 КА4 КА5 А В КТ1.1 КН1 КА4.1 КН2 КL1 КА1 КА2 КА5.1 С КL1.1 КА3 КН1.1 КН2.1 На отключение ВВ На сигнал Рисунок 4.1 – Принципиальная схема защит трансформатора собственных нужд Таблица 4.1 – Выбор реле для защиты ТСН Название реле для защиты ТСН Тип реле Реле тока ТО Реле тока МТЗ Реле времени Указательное реле Промежуточное реле РТ-40/20 РТ-40/10 ЭВ-235 РУ-21/0,05 РП-253 26 5 Расчет защиты преобразовательного агрегата 5.1 Расчет максимальной токовой защиты преобразовательного агрегата Максимальная токовая защита преобразовательного агрегата на реле РТ-40с выдержкой времени 0,4 – 0,6 с, применяемая на действующих тяговых подстанциях, выполняется в двухфазном трехрелейном исполнении. Расчет уставок защиты производится в следующей последовательности. Определяется предварительное значение первичного тока срабатывания защиты для двухмостовой 12-пульсовой параллельной схемы, А I с.з 0,788kп I d ном kт ; (5.1) где Idном – номинальный ток преобразователя, А; kт = U1л / U2л – коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора;kп – коэффициент допускаемой перегрузки преобразователя,kп = 1,5. Определяется значение тока срабатывания реле, А I с.р I с.з kсх , kт.т (5.2) где Ic.з – первичный ток срабатывания защиты, А; kт.т– коэффициент трансформации трансформаторов тока; kсх– коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле. Проверяется коэффициент чувствительности защиты по условию: 3I к(3)min I к(2)min kч 1,5, Iс.з kт 2kт I с.з (2) (5.3) (3) где I к min , I к min – минимальный ток двух-и трехфазного короткого замыкания соответственно на выводах вентильной (вторичной) обмотки преобразовательного трансформатора, А. 0,788 1,5 3150 I с.з 885,8 А; 4,2 885,8 1 I с.р 2,95 А; 300 3 27026 kч 5,8 1,5. 2 4,21 885,8 5.2 Расчет токовой отсечки преобразовательного агрегата Токовая отсечка, применяемая на действующих тяговых подстанциях, выполняется на реле РТ-40 в двухфазном трехрелейном исполнении и действует без выдержки времени. Защита не должна срабатывать при включении преобразовательного трансформатора на холостой ход от бросков тока намагничивания. Первичный ток срабатывания защиты 27 I с.з (4 5) I н.т , (5.4) где Iн.т– номинальный ток первичной обмотки преобразовательного трансформатора, А. Коэффициент чувствительности токовой отсечки kч I к(2)min I с.з 2, (5.5) (2) где I к min – минимальный ток двухфазного короткого замыкания на выводах первичной (сетевой) обмотки преобразовательного трансформатора, А. 11,4 106 I н.т 626,8 А; 3 10 I с.з 4 626,8 2507,4 А; 2507,4 1 I с.р 8,4 А; 300 5264 0,86 kч 2,2 2 . 2507,4 5.3 Расчет защиты от перегрузки и автоматики включения обдува преобразовательного агрегата Ток срабатывания реле включения дутьевого охлаждения трансформатора определяется по формуле, А 0,7I н.т kн , I с.р (5.6) kв kт.т где kн = 1,05 – коэффициент надежности. I k I с.р с.з сх , (5.7) kт.т где kсх – коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле; k т.т – коэффициент трансформации трансформатора тока. 0,7 626,8 1,05 I с.р 1,71 А; 0,9 300 2507,4 1 I с.р 8,4 А. 300 28 6 Проверка трансформаторов тока на десятипроцентную погрешность При выборе трансформатора тока необходимо учитывать его назначение – для присоединения каких видов защиты и измерительных приборов он предназначен. Класс точности трансформатора тока должен соответствовать его назначению. Трансформаторы тока класса 0,5 применяют для присоединения расчетных счетчиков (класс точности этих счетчиков на подстанции обычно 0,5), класса 1 – для присоединения приборов технического учета, класса 3 (Р) или 10 – для присоединения релейной защиты. Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять z2 r2 (где z2 – вторичная нагрузка, присоединенная к проверяемой обмотке трансформатора тока по расчету, Ом), тогда r2 rпр r приб rконт , (6.1) где rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом; r Ом; r приб – сопротивление катушек всех последовательно включенных приборов, приб 0,12 Ом ; rконт – сопротивление переходных контактов, Ом. При использовании двух – трех приборов, rконт = 0,05 Ом, при большем числе приборов rконт = 0,1 Ом. Проверяем один трансформатор тока установленный на вводе 35 кВ с нагрузками дифференциальной защиты и провода. Сопротивление соединительных проводов определяется по выражению: lрасч rпр , (6.2) qпр где – удельное сопротивление материала провода, Омм; lрасч – расчетная длина соединительного провода, м; qпр – сечение проводов и жил кабеля, м2. 1,75 108 60 3 rпр 0,73 Ом. 2,5 106 Расчетная длина соединительного провода lрасч зависит от схемы соединения трансформатора тока с приборами (рисунок 6.1). А В С И А В С IA И IС lрасч 2l а И А В С Iв И И IС lрасч l lрасч 3l б IA в Рисунок 6.1 – Схемы соединения трансформаторов тока с приборами: а – однофазная; б – двухфазная; в – трехфазная 29 И Во вторичных цепях подстанций с первичным напряжением 10 кВ и более обязательно используют провода контрольных кабелей с медными жилами ( = 1,7510-8 Омм), в остальных случаях обычно применяют провода и кабели с алюминиевыми жилами ( = 2,8310-8 Омм). Сечение проводов и жилы кабеля qпр по условию механической прочности в токовых цепях не должно быть меньше 4,010 6 м2 для алюминиевых жил и 2,510 6 м2 – для медных. Проверку на соответствие класса точности следует выполнять, начиная с указанного минимального сечения. Сечение проводов и жилы кабеля более чем 1010 6 м2 применять не рекомендуется. Защиту, считается допустимой погрешность во вторичном токе не более 10 % при прохождении по его первичной обмотке тока короткого замыкания, при котором должна сработать защита. В этом случае для проверки трансформатора тока используют кривые предельных кратностей первичного тока при десятипроцентной погрешности (рисунок 6.2). По вертикальной оси рисунка отложены допустимые предельные кратности первичного тока m, а по горизонтальной – допустимые нагрузки zдоп , при которых погрешность не превышает 10 %. Порядок проверки на десятипроцентную погрешность следующий. Определяют расчетную кратность тока: I расч (6.3) m , I1ном где – расчетный ток, для большинства токовых заI расч щит I расч 1,1I с.з 1,1 958,1 1053,9 А , А; I с.з – ток срабатывания защиты, А; I1ном – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А. Выбираем трансформатор на 35 кВ, ( I1ном =800 А). 1053,9 m 1,3. 800 По рисунку 6.1 , зная расчетную кратность тока m, по соответствующей кривой находим максимально допустимое сопротивление (нагрузку) вторичной цепи zдоп = 8 Ом. В расчетах принимаем, что полные сопротивления всех цепей и приборов равны их активным сопротивлениям. 30 50 40 1 30 20 15 2 10 m 6 3 4 4 3 2 5 6 0 0,2 0,4 0,60,81,0 2 3 4 5 Ом 9 zдоп Рисунок 6.2 Кривые предельных кратностей трансформаторов тока при десятипроцентной погрешности: 1 – для ТФЗМА-35А (Iн1 = 1000 А); 2 – для ТФЗМА-35А (Iн1 = 15 600 А); 3 – для ТПЛ-10 (Iн1 = 5 400 А) класса 0,5; 4 – для ТПЛ-10 (Iн1 = 5 400 А) класса Р; 5 – для ТЛМ-10 (Iн1 = 50 300 А и 1000 А); 6 – для ТЛМ-10 (Iн1 = 400 800 А и 1500 А) Для того чтобы трансформатора тока работал с погрешностью, не превышающей 10%, необходимо выполнение условия (6.4) zрасч zдоп , где zрасч – расчетное значение нагрузки вторичной обмотки. zрасч zпр zр zконт , где zконт – сопротивление переходных контактов, zконт 0,05 Ом ; zпр – сопротивление соединительных проводов, (6.5) zрасч 0,73 0,12 0,05 0,9 Ом; zрасч 0,9 Ом zдоп 8 Ом. Следовательно, трансформатор тока работает с погрешностью не более 10%. 31 Заключение В данном курсовом проекте были рассчитаны МТЗ всех вводов понижающего трансформатора, изображены их схемы, выбраны реле; найдены токи срабатывания защит от перегрузки понижающего трансформатора и трансформатора собственных нужд, а также автоматики обдува; определено количество витков, выставляемых на обмотках реле дифференциальной защиты понижающего трансформатора, а также тип реле; рассчитана токовая отсечка трансформатора собственных нужд; произведена проверка трансформаторов тока ввода 35 кВ на 10-процентную погрешность. 32 Список литературы 1 Ю . В . К о н д р а т ь е в . Проектирование релейной защиты тяговых подстанций. Часть 1: Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Релейная защита»/ Ю . В . К о н д р а т ь е в , С . В . З а р е н к о в ; Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2010. 43с. 2 Ю . В . К о н д р а т ь е в . Проектирование релейной защиты тяговых подстанций. Часть 2: Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Релейная защита»/ Ю . В . К о н д р а т ь е в , С . В . З а р е н к о в ; Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2012. 27с. 3 Д а в ы д о в а И . К . и др. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования. М.: Транспорт, 1978. 416 с. 4 Г р и н б е р г - Б а с и н М . М . Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. Учебное пособие для техникумов ж. д.. транспорта. М.: Транспорт, 1986. 168 с. 33
