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 uк [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 ZВС, 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
|
Наименование |
Значение |
Обозначения и расчетные формулы |
||||
|
параметры трансформатора |
Заводской допуск напряжения кз |
0,05 |
Δuk |
|||
|
Напряжение опыта кз, приходящееся на обмотку, % |
10,75 |
uk,B=0,5 (uk,BH +uk,BC – uk,CH) |
||||
|
-0,25 |
uk,C=0,5 (uk,CH +uk,BC – uk,BH) |
|||||
|
6,75 |
uk,H=0,5 (uk,BH +uk,CH – uk,BC)=0,5 (20,0+6,5–12,5) |
|||||
|
Номинальное напряжение энергосистемы, кВ |
110 |
UN |
||||
|
Ср.наряжения сторон, кВ |
питающей сети |
115 |
UB,cp |
|||
|
тяговой сети |
27,5 |
UC,cp |
||||
|
район. нагрузки |
10,5 |
UH,cp |
||||
|
Режим энергосистемы |
МАКС |
МИН |
- |
|||
|
Включено трансформаторов |
2 |
1 |
2 |
1 |
n |
|
|
Граничные напряжения обмоток ВН, кВ |
97 |
126 |
UB,min; UB,max |
|||
|
Сопротивление ЭС, Ом |
16,21 |
51,13 |
ZC,min=UB,cp/(1,73·IC,max) ZC,max=UB,cp/(1,73·IC,min) |
|||
|
сопротивление сторон 27,5 кВ, Ом |
трансформатора |
21,01 |
47,51 |
ZBC,max=U2B,max·uk,BC+PO(1+Δuk)/(100·SN) ZBC,min=U2B,min·uk,BC-PO(1-Δuk)/(100·SN) |
||
|
обмотки СН |
0 |
0 |
ZT,C=U2B,cp·uk,C/(100·SN) |
|||
|
обмотки ВН |
21,01 |
47,51 |
ZT,B,min =ZBC,min – ZT,C ZT,B,max =ZBC,max – ZT,C |
|||
|
от источника до шин |
27 |
37 |
74,9 |
99 |
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 |
38 |
80 |
ZBH,min=U2B,min·uk,BH-PO(1-Δuk)/(100·SN) ZBH,max=U2Bmax·uk,BH+PO(1+Δuk)/(100·SN) |
||
|
обмотки НН |
17 |
32 |
ZT,H,min =ZBH,min – ZT,B,min= ZT,H,max =ZBH,max – ZT,B,max= |
|||
|
от источника до шин |
43,7 |
54 |
107 |
131 |
Z10,min =ZC,min +ZBH,m Z10,max =ZC,max +ZBH,max |
|
|
токи короткого замыкания, кА |
на стороне 110 кВ при кз на 27,5 кВ |
2,35 |
1,72 |
0,97 |
0,74 |
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 |
9,8 |
7,19 |
4,06 |
3,09 |
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 110 кВ при кз на 10 кВ |
1,45 |
1,18 |
0,68 |
0,56 |
IBH,max=UN/(1,73·Z10 min) IBH,max=UN/(1,73·Z10 min) IBH,min=UN/(1,73·Z10 max) IBH,min=UN/(1,73·Z10 max) |
|
|
на стороне 10 кВ |
15,9 |
12,9 |
7,4 |
6,1 |
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 |
|
