Скачать

Определение параметров тяговой подстанции

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.

Шифр задания – 1–2–4–4–1.

Таблица 1. Токи короткого замыкания на вводах подстанции, кА

Таблица 2. Параметры районной нагрузки

Таблица 3. Параметры устройств тягового электроснабжения

Таблица 4. Параметры понижающего трансформатора

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 u_к (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 Z_{ВС, 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

Таблица 6. Ра