Кафедра «Электроснабжение железнодорожного транспорта»

Реферат

УДК 621.311:621.331

Курсовая работа содержит 37 страниц, 8 рисунков, 9 таблиц, 6 источников.

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 транзитной 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.

Содержание

Введение 4

1 Исходные данные 6

2 Релейные защиты, применяемые на тяговых подстанциях 8

2.1 Релейные защиты понижающих трансформаторов 8

2.2 Релейные защиты трансформаторов собственных нужд (ТСН) 9

2.3 Релейные защиты преобразовательных агрегатов 9

3 Расчёт защит понижающего трансформатора 12

3.1 Максимальная токовая защита ввода 10,5 кВ 12

3.2 Максимальная токовая защита ввода 35 кВ 14

3.3 Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ понижающего трансформатора 15

3.4 Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатора 19

3.5 Расчёт автоматики включения обдува и защиты трансформатора от перегрузки26

4 Расчёт релейной защиты ТСН 29

4.1 Расчёт токовой отсечки 29

4.2 Максимальная токовая защита с выдержкой времени 30

4.3 Защита ТСН от перегрузки 31

5 Расчет защит преобразовательного трансформатора 32

5.1 Расчёт максимальной токовой защиты преобразовательного трансформатора 32

5.2 Расчёт токовой отсечки преобразовательного трансформатора 33

6 Проверка трансформаторов тока на десятипроцентную погрешность 34

Заключение 36

Список использованных источников 37

Введение

Развитие энергетики, выполнение масштабных задач комплексной энергетический программы сопровождается ростом единичных мощностей энергоблоков атомных и тепловых электростанций и повышением рабочего напряжения системных линий электропередач (ЛЭП).

Единая энергетическая система России (ЕЭС) продолжает развиваться и в перспективе объединит все существующие и строящиеся электростанции страны. Все большее развитие получают ЛЭП – 750 – 1150 кВ.

Важные и ответственные задачи в развитии энергетики, повышении надежности работы энергосистем решает релейная защита.

Релейная защита – это автоматические устройства, служащие для выявления к.з. и ненормальных режимов и воздействующие в необходимых случаях на механизм отключения выключателя или сигнал. Релейная защита нашла широкое применение на железнодорожном транспорте.

Электрическая тяга является потребителем электроэнергии первой категории, в связи с чем к надежности работы оборудования подстанций предъявляются повышенные требования. Правильный расчет и выбор оборудования тяговой подстанции – залог надежной, безопасной и экономической работы всей системы электроснабжения.

В системах электроснабжения нередко возникают короткие замыкания и другие ненормальные режимы работы. Электрическая дуга в месте замыкания способна вызвать пережоги, оплавления и разрушения электрического оборудования и распределительных устройств, отжиг и обрыв контактных проводов. Разрушения оказываются тем значительнее, чем больше ток в дуге и время ее существования. Для того, чтобы короткое замыкание не вызывало большого ущерба, поврежденное оборудование необходимо как можно скорее отключить.

К другим ненормальным режимам работы относятся, прежде всего, перегрузки, опасные чрезмерные повышения температуры токоведущих частей и изоляции, и как следствие, ее старение, а также снижение и увеличение напряжения относительно предельных нормативных значений в энергосистеме.

В связи с этим требования к быстродействию, чувствительности и надежности релейной защиты повышаются, а сама техника релейной защиты быстро развивается и совершенствуется. Разрабатываются и внедряются новые виды защит для дальних линий электропередач, для крупных генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов.

Все большее распространение получают релейные защиты с использованием полупроводниковых приборов. Применение полупроводниковых элементов открывает большие возможности по улучшению параметров устройств релейной защиты, а также созданию новых видов защит, в частности быстродействующих и высокочувствительных.

Релейная защита совместно с устройствами автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР) образует систему

противоаварийной автоматики.

К функциям релейной защиты относятся:

· Срабатывание при коротком замыкании в защищаемой зоне объекта;

· Несрабатывание при отсутствии короткого замыкания в защищаемой зоне объекта;

· Несрабатывание при коротком замыкании за пределами защищаемой зоны.

Для обеспечения правильного функционирования защита должна обладать определенными свойствами:

Основные требования, предъявляемые к свойствам релейной защиты:

1. Селективность (избирательность) – это способность с заданным быстродействием отключить с помощью выключателей только поврежденный элемент системы.

2. Быстродействие защиты определяется необходимым временем отключения короткого замыкания.

3. Чувствительность – это способность защиты реагировать на повреждения в защищаемой зоне при самых неблагоприятных условиях.

4. Надежность – определяется, как свойство объекта выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих заданным режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортирования.

Эксплуатация современной релейной защиты требует глубоких профессиональных знаний, высокой квалификации.

1 Исходные данные

Исходные данные для расчёта релейных защит согласно шифру зачётной книжки (463) приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Исходные данные проектируемой тяговой подстанции

Тип тяговой подстанции	Транзитная
Род тока	Постоянный
Тип понижающего трансформатора	ТДТН
Номинальная мощность понижающего трансформатора, МВ∙А	Sн.т=16
Номинальное напряжение, кВ	UВН =115±9*1,78% UСН =38,5+5% UНН =11,0
Напряжение к. з., %	UК ВС =10,5 UК ВН =17,5 UК СН =6,5
Тип преобразовательного трансформатора (ПРТ)	ТРДП-12500/10ЖУ1
Номинальная мощность сетевой обмотки ПРТ, МВ×А	11,4
Номинальное напряжение ПРТ, кВ: сетевой обмотки (линейное) вентильной обмотки (фазное)	10,0 0,755
Напряжение к. з. ПРТ, %	7,5
Схема и группа соединения обмоток	Υ/ΔΥ-0-11
Тип вентильных конструкций	В-ТПЕД-3,15К-3,3К-21-У1
Схема выпрямления	12-пульсовая последовательного типа
Тип трансформатора собственных нужд (ТСН)	ТМ-160/10
Напряжение к. з. ТСН, %	4,5
Фидеры районной нагрузки	Количество – 3 шт Напряжение – 38,5 кВ Мощность одного фидера – 1,0 МВ∙А
Фидеры контактной сети	Количество – 4 шт
Нагрузка аккумуляторной батареи, кВт: постоянная аварийная	1,8 2,9

Значения токов короткого замыкания на шинах тяговой подстанции, рассчитанные на ЭВМ, приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Токи короткого замыкания на шинах тяговой подстанции

Место повреждения	Вид короткого замыкания	Значение сверхпереходного тока к.з., кА
Шины 110 кВ	К1 (3)	11,3
Шины 35 кВ	К2 (3)	2,4
Шины 10 кВ	К3 (3)	5,4
Шины 0,4 кВ	К4 (3)	5,5
Шины вентильной обмотки ПРТ	К5 (3)	49,0

Таблица 3 – Установленные трансформаторы тока

Место установки ТТ	Тип установленного ТТ	Iном 1, А
Транзитная перемычка	TG 145
Ввод ВН понижающего трансформатора	TG 145
Ввод СН понижающего трансформатора	ТЛК-35 УХЛ2.1
Ввод НН понижающего трансформатора	ТОЛ-10У2
Шины СН 38,5 кВ	ТЛК-35 УХЛ2.1
Фидеры районной нагрузки 35 кВ	ТЛК-35 УХЛ2.1
Шины НН 10,5 кВ	ТОЛ-10У2
Ввод ВН ТСН	ТОЛ-10У2
Ввод ВН ПРТ	ТОЛ-10У2

2 Релейные защиты, применяемые на тяговых подстанциях

2.1 Релейные защиты понижающих трансформаторов

На тяговых подстанциях устанавливаются двухобмоточные или трехобмоточные понижающие трансформаторы напряжением 110-220/38,5 / 10,5 кВ и мощностью от 10 до 63 МВ·А.

Типы защит, применяемых на трансформаторах различной мощности, регламентируются ПУЭ. На трехобмоточных понижающих трансформаторах тяговых подстанций применяются следующие защиты:

· защита от повреждений внутри бака трансформатора и недопустимого понижения уровня масла – двухступенчатая газовая защита;

· защита от короткого замыкания обмоток и на их выводах – продольная дифференциальная защита;

· защита от внешних коротких замыканий и для резервирования продольной дифференциальной и газовой защит – максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой выдержкой времени в трехфазном трехрелейном исполнении со стороны 110 кВ (в случае недостаточной чувствительности она дополняется блокировкой минимального напряжения);

· защита от коротких замыканий на шинах 10,5 кВ, обеспечивающих питание электрической тяги, и для резервирования защит выпрямительных агрегатов МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении. Защита действует с выдержкой времени на отключение секционного выключателя шин 10,5 кВ, если он есть и с большей – на ступень селективности выдержкой времени на отключение выключателя ввода 10,5 кВ;

· защита от короткого замыкания на шинах 38,5 кВ районной нагрузки и для резервирования защит фидеров отходящих фидеров – МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении со стороны 38,5 кВ. Защита действует на отключение секционного выключателя шин 38,5 кВ, если он есть и с большей – на ступень селективности выдержкой времени на отключение выключателя ввода 38,5 кВ. Допускается не устанавливать эту защиту в случаях, если МТЗ стороны 110 кВ имеет достаточную чувствительность и к к.з. на шинах 38,5 кВ районной нагрузки. При этом МТЗ со стороны 110 кВ выполняется с двумя реле времени, контакты одного из которых вводятся в цепи отключения секционного выключателя ввода 38,5 кВ;

· защита от перегрузок – МТЗ в однофазном исполнении со стороны 110 кВ и со стороны обмоток среднего и низкого напряжения, если они не рассчитаны на полную мощность трансформатора.

· максимальная токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени – от однофазных коротких замыканий на питающих линиях электропередачи.

Для контроля температуры верхних слоев масла в трансформаторе устанавливают термосигнализаторы.

Все понижающие трансформаторы с первичным напряжением 110 кВ оборудуются дутьевым охлаждением. Дутьевая установка включается контактом термосигнализатора при температуре масла выше +55ºС и контактом токового реле – при нагрузке трансформатора выше 70 % от номинальной.

2.2 Релейные защиты трансформаторов собственных нужд (ТСН)

На транзитной тяговой подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН) мощностью 160 кВ·А, один из которых рабочий, а другой резервный.

На трансформаторах такой мощности принято устанавливать следующие защиты:

· Защита от внутренних повреждений – токовая отсечка без выдержки времени;

· Защита от внешних повреждений к.з.- МТЗ с выдержкой времени;

· Защита от перегрузки – МТЗ

Защита от внутренних повреждений и внешних к.з. устанавливается со стороны обмоток высокого напряжения и действует на отключение ТСН.

Защита от перегрузок устанавливается со стороны обмоток низкого напряжения и действует на сигнал.

Для повышения надежности питания цепей собственных нужд подстанций применяется устройство автоматического включения резерва (АВР). При исчезновении напряжения на шинах низкого напряжения собственных нужд устройством АВР подаются команды на отключение работающего трансформатора собственных нужд, а после его отключения – на включение резервного.

2.3 Релейные защиты преобразовательных агрегатов

Перегрузочная способность преобразовательного агрегата определяется допустимыми перегрузками трансформатора и преобразователя. Преобразовательные трансформаторы допускают перегрузки 50% в течение 2 часов, 100 — 10 мин и 200 — 1 мин с периодом повторение 1 раз в 3 часа. Выпря­мители тяговых подстанций согласно ГОСТ 18142—72 долж­ны выдерживать перегрузки 25% в течение 15 мин, 50 — 5 мин, 75 — 2 мин и 100 — 1 мин с периодом повторения 1 раз в 30 мин. При этом за время работы преобразователя в режиме перегрузки среднее квадратичное значение тока за любые 30 мин (время усреднения) не должно превышать номинальный ток. Таким образом, трансформаторы допускают большие перегрузки (и по кратности, и по длительности), чем преоб­разователи. Поэтому при выборе и расчете уставок защит преобразовательных агрегатов от сверхтоков необходимо ориентироваться в первую очередь на перегрузочные способ­ности преобразователей.

Преобразовательные агрегаты тяговых подстанций обо­рудуются следующими устройствами защиты, контроля и сигнализации:

· максимальной токовой защитой без выдержки времени на реле РНТ-565 от многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора, а также от между­полюсных замыканий за преобразователем и на сборных шинах 3,3 кВ. На дей-

ствующих тяговых подстанциях вместо одной защиты на реле РНТ-565 применяются две — токовая отсечка и максимальная токовая защита с выдержкой вре­мени 0,4—0,5 с, выполняемые на реле РТ-40.

· газовой защитой трансформатора с действием первой ступени на сигнал (при слабых газообразованиях и понижении уровня масла), второй — на отключение (при интенсивном газообразовании).

· максимальной токовой защитой 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 таких повреждениях токи не достигают значений сколь-нибудь опасных 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 защиты, реагирующие на упомянутый вид повреждения.

· Защитой 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 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 н 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.

· защитой от пробоя вентилей. При повреждении одного вентиля (одной параллельной группы) в фазе (вен­тильном плече) преобразователя защита воздействует на сиг­нал, двух и более — на отключение. На некоторых типах преобразователей (ПВКЕ-2, ПВЭ-5 и др.) защита от пробоя вентилей не предусматривается.

· защитой от длительной перегрузки преобразова­тельного агрегата, воздействующей с выдержкой времени на сигнал или включение ре­зервного агрегата.

· защитой от нарушения воздушного или масляного охлаждения (для преобразователей с системами принудитель­ного охлаждения УВКЭ-1, ПВЭ-3 и др.), действующей на от­ключение преобразователя.

· защитой от исчезновения или превышения допусти­мой несимметрии импульсов

управления на одной или не­скольких фазах (для преобразователей с управляемыми вентилями), действующей на сигнал или отключение преобразо­вателе. При этих ненормальных режимах в рельсовых цепях СЦБ возможно появление токов гармоник с частотами, крат­ными 50 Гц, с соответствующими недопустимыми последствиями.

· защитой от перегрева преобразовательного транс­форматора. Контроль температуры верхних слоев масла в трансформаторе осуществляется термосигнализатором (ТС-100, СТ-2 ЦНИИ). При температуре масла выше +55°С независимо от нагрузки включается дутьевое (при наличии токового) охлаждение трансформатора. При нагрузке по току выше 70% номинальной независимо от температуры масла также включается дутье­вое охлаждение. При достижении маслом температуры от +75 до +80°С подается сигнал о перегреве трансформатора.

· тепловой защитой от превышения допустимой температуры полупроводниковой структуры вентилей преоб­разователя, воздействующей на управление системой прину­дительного охлаждения вентильных блоков, включение резервных преобразовательных агрегатов, сигнал и отключе­ние преобразователя. На тяговых подстанциях электрифици­рованных железных дорог в настоящее время применяется аппаратура тепловой защиты АТЗП, разработанная ВНИИЖТ и ПКБ ЦЭ и выпускаемая заводом МЭЗ для раз­личного типа преобразователей.

· защитой от коммутационных и индуктированных атмосферных перенапряжений на сторонах вторичного на­пряжения преобразовательного трансформатора и выпрям­ленного тока. Защита осуществляется разрядниками и цепя­ми RC.

· аппаратурой автоматического регулирования мощности (АРМ) для повышения надежности электроснабжения и коэффициента мощности электрической тяги и уменьшения потерь электри­ческой энергии в преобразовательных агрегатах (при наличии на подстанции двух и более агрегатов).

3 Расчёт защит понижающего трансформатора

3.1 Максимальная токовая защита ввода 10,5 кВ

Схема максимальной токовой защиты трансформатора на стороне 10,5 кВ представлена на рисунке 3.1.

КА2

КА1

С

В

А

На откл. МВ ввода 10 кВ

КL2.1

КТ1.2

КL2

КТ1.1

КН1

КL1

КА2.1

На сигнал

КL1.1

КН1.1

КТ1

ККА1.1

Рисунок 3.1 – Принципиальная схема МТЗ ввода 10,5 кВ понижающего трансформатора

Первичный ток срабатывания МТЗ ввода 10,5 кВ согласно [1] определяем по формуле:

(3.1)

где К_н = 1,15 ¸ 1,25 – коэффициент надежности;

I_{нагр.макс} – максимальный ток нагрузки (для МТЗ ввода 10,5 кВ I_{нагр.макс}= (2-3)I_н.т.), А;

К_в – коэффициент возврата реле (для РТ-40, К_в=0,85¸0,9);

I_н.т. – номинальный ток обмотки 10 кВ понижающего трансформатора, А:

, (3.2)

где S_н.т. – номинальная мощность понижающего трансформатора, В·А;

U_ном – номинальное напряжение расчётной стороны трансформатора, В.

;

I_{нагр.макс}= 2,5·839,8=2099,5 А;

.

Ток срабатывания реле [1]:

(3.3)

где К_сх – коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле (К_сх=1);

К_тт – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Определим расчетный коэффициент трансформации трансформатора тока на стороне 10,5 кВ по формуле:

; (3.4)

.

Выбираем трансформатор тока с ближайшим коэффициентом трансформации из типового ряда, это К_тт =1500/5 .

.

На тяговой подстанции постоянного тока проверяем чувствительность МТЗ ввода 10,5 кВ для резервной зоны по минимальному току трёхфазного к. з. на выводах вторичной обмотки трансформатора выпрямительного агрегата. При этом коэффициент чувствительности защиты должен удовлетворять условию:

; (3.5)

.

Выдержка времени t_з.в.(10,5)=1с.

Выбор реле МТЗ ввода 10,5 кВ приведен в таблице 4.

Таблица 4 – Тип реле МТЗ ввода 10,5 кВ

Условное обозначение на схеме (рисунок 3.1)	Назначение	Тип
КА-1	Реле максимального тока	РТ-40/10
КА-2	Реле максимального тока	РТ-40/10
КТ-1	Реле времени	ЭВ-215
КН-1	Указательное реле	РУ-21/0,5
КL-1	Промежуточное реле	РП-251
КL-2	Промежуточное реле	РП-251

3.2 Максимальная токовая защита ввода 35 кВ

Первичный ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:

, (3.6)

где К_н=1,2-коэффициент надежности;

К_с.з.- коэффициент самозапуска (К_с.з.=1);

К_в=коэффициент возврата реле(для РТ-40 К_в=0,85);

I_{нагр.макс.}- максимальный ток нагрузки (I_{нагр.макс.}=(2-3)I_н.т.), А;

I_н.т.- номинальный ток обмотки 35 кВ понижающего трансформатора, А.

Ток срабатывания реле определяется по формуле:

, (3.7)

где К_сх- коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и реле;

К_тт- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

А

А.

Чувствительность защиты характеризуется выполнением следующего условия:

, (3.8)

где –ток к.з. между двумя фазами, А.

>1,5.

Полученный коэффициент чувствительности больше 1,5, поэтому отсутствует блокировка минимального напряжения.

Выдержка времени защиты на отключение секционного выключателя:

, (3.9)

где t_н.п.- наибольшая выдержка времени присоединения шин напряжением 38,5 кВ (t_н.п.=0,08-0,02), с.

Выдержка времени защиты на отключение ввода 38,5 кВ:

. (3.10)

Принимаем выдержку времени защиты равную 1,5 сек.

По полученным данным выбираем следующие реле МТЗ ввода 38,5 кВ , наименования которых приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Тип реле МТЗ ввода 38,5 кВ

Назначение	Тип
Реле тока	РТ-40/20
Реле времени	ЭВ-225
Промежуточное реле	РП-251
Указательное реле	РУ-21/0,5

Схема МТЗ понижающего трансформатора на стороне 38,5 кВ приведена на рисунке 3.2.

-ШУ

На откл. МВ ввода 38,5 кВ

КТ1.1

КН1

КL1

КА2.1

На сигнал

КL1.1

КН1.1

КТ1

КА1.1

+ШУ

КА2

КА1

С

В

А

Рисунок 3.2 – Принципиальная схема МТЗ ввода 38,5 кВ понижающего трансформатора

3.3 Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ

понижающего трансформатора

Первичный ток срабатывания МТЗ со стороны 110 кВ понижающего трансформатора определим по (3.1) при Iнагр.макс=(3-4)Iн.т, где Iн.т. – номинальный ток обмотки 110 кВ понижающего трансформатора.

А;

А.

Ток срабатывания реле I_c.р. определяется по формуле:

(3.11)

Для обеспечения селективности МТЗ стороны 110 кВ по току срабатывания с защитами вводов 38,5 и 10,5 кВ, то есть стороны среднего СН и низкого НН напряжений, необходимо также выполнить условия:

; (3.12)

, (3.13)

где к_сел коэффициент селективности, принимаем к_сел=1,05;

I_{с.з. нн,} I_{с.з. сн} - первичные токи срабатывания МТЗ сторон низкого и среднего напряжений;

I_{нагр.макс.нн,} I_{нагр.макс.сн}- максимальные токи нагрузки по вводам соответственно низкого 10,5 кВ и среднего 38,5 кВ напряжений;

К_т.вн, К_т.вс- коэффициенты трансформации понижающего трансформатора, равные отношению номинальных линейных напряжений соответствующих сторон.

; ;

А;

А.

Из трех значений первичного тока срабатывания защиты принимаем большее, то есть I_с.з.=508,5 А.

Ток срабатывания реле I_с.р. определяется по формуле (3.7) с учетом схемы соединения вторичных обмоток трансформатора тока и реле(к_сх= ).

А.

Коэффициенты чувствительности защиты определяются при минимальном значении тока, протекающего на стороне 110 кВ защищаемого трансформатора при к.з. на шинах низкого напряжения по выражению:

(3.14)

(3.15)

где I_р.нн, I_р.сн – ток в реле при двухфазном к.з. на шинах низкого и высокого напряжения, вычисленный по формуле :

; (3.16)

; (3.17)

А; А.

Из полученных значений токов I_р выбираем наименьшее значение и определяем коэффициент чувствительности защиты:

.

Так как коэффициент чувствительности меньше полтора, то устанавливаем блокировку по минимальному напряжению.

Напряжение срабатывания реле, кВ :

, (3.18)

где К_в- коэффициент возврата реле (для реле минимального напряжения типа РН-50 К_в=1,2);

U_ном- номинальное напряжение, кВ;

К_н=1,2=коэффициент надежности;

К_т.н.- коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

кВ.

Тогда I_{нагр.макс}=1,5 ;

А.

Ток срабатывания защиты определяем по формуле (3.1):

А.

Схема МТЗ ввода 110 кВ представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 – Схема МТЗ ввода 110 кВ понижающего трансформатора

Ток срабатывания реле:

А.

Коэффициент чувствительности МТЗ ввода 110 кВ с блокировкой по минимальному напряжению:

Выдержка времени для ввода 110 кВ составляет 2 сек.

Выбор реле МТЗ ввода 110 кВ приведен в таблице 6.

Таблица 6 – Тип реле МТЗ ввода 110 кВ

Назначение	Тип
Реле тока	РТ-40/10
Промежуточное реле	РП-25
Указательное реле	РУ-21/0,5

Окончание таблицы 6

Реле минимального напряжения

РН-53/200

3.4 Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатора

В связи с тем, что на проектируемых тяговых подстанциях используются трёхобмоточные трансформаторы, дифференциальная защита не может быть выполнена на основе реле РНТ-565 из-за низкого значения коэффициента чувствительности. Поэтому производим расчет дифференциальной защиты (исходные данные для расчета приведены на рисунке 3.4) на основе реле ДЗТ-11, в котором для повышения чувствительности используется принцип торможения сквозным (циркулирующим) током.

Рисунок 3.4 – Исходные данные для расчета дифференциальной защиты трансформатора

Вторичные номинальные токи в плечах защиты:

, (3.19)

где I₁ – первичный номинальный ток трансформатора, А;

k_СХ – коэффициент схемы;

k_ТТ – коэффициент трансформации трансформатора тока.

А;

А;

А.

Результаты расчета сводим в таблицу 7.

Таблица 7 – Расчет вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Числовые значения для сторон
115 кВ	38,5 кВ	11 кВ
Первичный номинальный ток, А	80,3	239,9	839,8
Коэффициент трансформации ТТ
Схема соединения обмоток ТТ	треугольник	треугольник	звезда
Вторичные номинальные токи в плечах защиты	4,6	5,2	2,8

Основной стороной защиты является та, в которой протекает наибольший вторичный ток. В данном случае основная сторона – сторона среднего напряжения.

Определяем максимальные токи внешнего трёхфазного КЗ, приведенные к напряжению обмотки ВН трансформатора

, (3.20)