Разработка методик наладки защит

Выбор релейных защит для всех элементов транзитной подстанции и составление графика селективности. Расчет уставок, разработка принципиальной и функциональной схем защиты фидера контактной сети, разработка методик их наладки. Проверка трансформаторов тока.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 23.11.2012
Размер файла 1,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Разработка методик наладки защит

ВВЕДЕНИЕ

В энергетических системах могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы электрооборудования электростанций и подстанций, их распределительных устройств, линий электропередачи и электроустановок потребителей электрической энергии. Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и потребителей электрической энергии необходимо возможно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая таким путем нормальные условия их работы и прекращая разрушение в месте повреждения. Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. Целью курсового проекта является углубление знаний и приобретение практических навыков по выбору типов защит, расчету уставок и разработке схем устройств релейной защиты (РЗ). Проектирование производится для транзитной подстанции. В качестве исходных данных используются данные курсового проекта по дисциплине «Релейная защита». В процессе выполнения проекта должны быть отражены такие свойства релейных защит как быстродействие, селективность, чувствительность, надежность и взаимное резервирование защит.

1. ВЫБОР РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ ДЛЯ ВСЕХ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ И СОСТАВЛЕНИЕ ГРАФИКА СЕЛЕКТИВНОСТИ

Набор релейных защит и автоматики для опорной тяговой подстанции выбран согласно [1,2] и сведен в таблицу 1.

Таблица 1.Защиты элементов транзитной подстанции

Тип защиты

Исполнение

Режим работы

Исполнительный элемент

Ступень

Питающая линия 220 кВ

ДЗ

3-х фазное 3-х трехступенчатая

Многофазные КЗ в ЛЭП

Выключатель вводов 220 кВ, МВ перемычки

Iст = 0 с.IIст = 0,5 с.

IIIст = 1,0 с.

ТО

2х фазное

Создает резерв Iст ДЗ при близких КЗ

Выключатель вводов 220 кВ, МВ перемычки

без выдержки времени

МТЗо

3-х ступенчатая

Однофазное КЗ в ЛЭП

Выключатель вводов 220 кВ, МВ перемычки

Iст = 0 с.

IIст = 0,5 с.

IIIст = 1,0 с.

ЗМН

Три реле включены на линейное и три - на фазное напряжение. На оба ТН устанавливается один комплект

Многофазные КЗ

Выключатель вводов 220 кВ, МВ перемычки

Iст = 1,0 с.

АПВ

3-х фазное

Отключает выключатель от защиты

Однократное включение

---

Тяговые понижающие трансформаторы 220/35/27,5 кВ

ДЗТ

3-х фазное 3-х релейное исполнение

КЗ в обмотках и на выводах тр.

Отключение трансформатора со всех сторон.

Без выдержки времени

ГЗ

Отдельное реле устанавливаемое в трубе, соединяющий кожух трансформатора и расширителе и в устройстве РПН

Внутренние и межвитковые замыкания в трансформаторе

При бурном газовыделении

отключение трансформатора со всех сторон. При слабом воздействии на сигнал

Iст = на сигнал

IIст = 0 с.

МТЗ ВН

220 кВ

3-х фазное 3-х релейное исполнение с пуском по напряжению

Внешние КЗ всех видов на шинах СН, НН, резервирует ГЗ и ДЗТ

Отключение выключателей ввода 220 кВ

Iст = 2,0 с

МТЗ НН

27,5 кВ

2-х фазное 2-х релейное испол-нение с пуском по напряжению

Все КЗ на шинах 27,5 кВ и резервирует защиты присоединений 27,5 кВ

Отключение выключателей ввода 27,5 кВ

Iст = 1,5 с

МТЗ СН

35 кВ

2-х фазное 2-х релейное испол-нение с пуском по напряжению

Все КЗ на шинах 35 кВ и резервирует защиты присоединений 35 кВ

Отключение выключателей ввода 35 кВ

Iст = 1,0 с

ЗП

1-но фазное реле на стороне основного питания

Перегрузка по току сверх номинального

Воздействует на сигнал

9 с.

ГЗ бака РПН

Реле мембранного типа в баке устройства РПН

КЗ в баке РПН

Отключение трансформатора со всех сторон

Iст = 0 с.

АВР

3-х фазное

Отключение трансформаторных защит при внутренних повреждений

Отключение секционного выключателя, восстановление питания

---

Сборные шины 27,5 кВ

ТО

2-х фазное 2-х релейное исполнение

Многофазные КЗ.

Секционный выключатель

Iст = 1,0 с.

АПВ

3-х фазное

отключение секционного выключателя от защит внешних КЗ

однократное включение секционного выключателя

---

Трансформаторы собственных нужд

ТО

2-х фазное 2-х релейное исполнение

КЗ в обмотках и на выводах трансформатора

Отключение выключателя ввода ТСН.

Без выдержки времени

МТЗ

2-х фазное 3-х релейное исполнение с выдержкой времени

Внешние КЗ, сквозные КЗ в трансформаторе

Отключение выключателя ввода ТСН.

Iст = 0,5 с.

ЗП

однофазное реле на стороне основного питания

Перегрузка трансформатора по току сверх номинального

Воздействует на сигнал

9 с.

АПВ

3-х фазное

Отключение трансформаторных защит при внутренних повреждений

Отключение секционного выключателя. Восстановление питания

---

Сборные шины 35 кВ

ЗМН

2-х фазное

К.З. на шинах 35 кВ и резерв фидеров КС, линии ДПР

Отключение выключателей ввода 27,5 кВ и питающих фидеров КС.

Iст = 1,0 с.

УРОВ

3-х фазное

Отказ выключателя фидера КС.

Все выключатели присоединения 35 кВ.

Iст = 1,5 с.

Сборные шины 220 кВ

ТО

2х-ступенчататя в 2х-фазном 2х-релейном исполнении

Многофазные КЗ

Отключение секционного выключателя

Iст=0 с

IIст=0.5 с

МНТЗ0

3х-ступенчатая

Однофазные замыкания на землю

Отключение секционного выключателя

Iст=0.5 с

IIст=1 с IIIст=1.5 с

АПВ

3-х фазное

отключение секционного выключателя от защит внешних КЗ

однократное включение секционного выключателя

---

Защита фидеров контактной сети

ДЗ

3-х фазная 3-х ступенчатая

Защита КС от КЗ и резервирует ПС

Отключение выключателя фидера КС

Iст = 0 с.

IIст = 0,5 с.

IIIст = 1,0 с.

УТО

Электронная

Ускоренное отключение близких КЗ с большими токами

отключение выключателя фидера КС

Без выдержки времени

АПВ

3-х фазное

Отключение вводов от защиты

Однократное включение выключателя

---

Линия продольного электроснабжения ДПР

МТЗ

В 2-х фазном 2-х релейном исполнении

Многофазное КЗ в линии

отключение выключателя фидера ДПР

Iст = 0,5 с.

ТО

2-х фазное

Защита линии ДПР от многофазных КЗ на 15-20 % длины линии.

Отключение выключателя фидера ДПР

Без выдержки времени

АПВ

3-х фазное

Отключение вводов от защиты

Однократное включение выключателя

---

Примечание:

Обозначения, приведенные в таблице 1:

ГЗ - газовая защита;

ДЗ - дистанционная защита;

ЗП - защита от перегрузки;

ДЗТ - дифференциальная защита трансформатора;

ЗМН - защита по минимальному напряжению;

МТЗ - максимальная токовая защита;

МТЗ0 - максимальная токовая защита нулевой последовательности;

ТО - токовая отсечка;

УТО - ускоренная токовая отсечка;

УРОВ- устройство резервирования отказа выключателей;

АВР - автоматическое включение резерва;

АПВ - автоматическое повторное включение.

Указанные в таблице 1 типы защит обеспечивают надежную защиту рассматриваемой подстанции, резервирование защищаемых элементов, селективную работу защит и устойчивость функционирования. Далее необходимо построить графики селективности. Схема электроснабжения и график селективности приведены на рис.1.

Рис.1. Схема электроснабжения и график селективности.

Рис. 2. График селективности защит фидера К.С. для QA1.

1- зона защиты ТО; 2- зона защиты первой ступени ДЗ; 3- зона защиты второй ступени ДЗ; 4- зона защиты третьей ступени ДЗ.

2. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ ФКС

Защиту контактной сети осуществляют с применением направленной дистанционной защиты и ускоренной токовой отсечки. Расчетные условия работы РЗ определяются максимальными и нормальными токами нагрузки, а также токами КЗ при максимальном и минимальном режимах работы электрической системы. Максимальный режим работы соответствует включенному состоянию всех генераторов на всех электростанциях, включенному состоянию всех трансформаторов тяговой подстанции. Минимальный режим работы характеризуется наименьшим количеством включенных генераторов и такой схемой включения ЛЭП и трансформаторов, при которой ток КЗ в конце зоны защиты имеет наименьшее значение.

Составим расчетную схему контактной сети, которая представлена на рис. 3.

Рис.3. Расчетная схема.

На всех участках одинаковый тип контактной сети: ПБСМ-95+МФ-100+Ф185у. Параметры подвески приведены ниже [3]:

Расчетные удельные сопротивления тяговой сети:

R21=0,114 Ом/км

X21=0,316 Ом/км

Z21=0,336 Ом/км

R22=0,072 Ом/км

X22=0,219 Ом/км

Z22=0,231 Ом/км

При вычислении минимальных токов короткого замыкания принимают минимальный режим энергосистемы, при вычислении максимальных токов- максимальный. Согласно литературному источнику [3] значения параметров режима работы энергосистемы приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Режим энергосистемы

Значение величин

, МВА

, кВ

,%

Nт

Минимальный

1410

27,2

11,5

+0,05

1

Максимальный

1620

27,5

10,5

-0,05

2

1.1. Расчет уставки токовой отсечки

Токовая отсечка предназначена для быстрого отключения больших токов к. з., особенно опасных для оборудования. В связи с тем что токовая отсечка имеет высокую уставку по току, она защищает только часть линии (отсекает защищаемую зону). При коротких замыканиях за пределами этой зоны работают другие виды защиты, обеспечивающие отключение повреждённых участков.

Токовая отсечка используется в качестве дополнительной защиты фидеров к.с. и постов секционирования.

Уставка срабатывания токовой отсечки выбирается по формуле (1) такой, чтобы по условиям селективности защита не срабатывала при коротких замыканиях на смежных линиях или участках.

, (1)

где, - коэффициент отсечки, ;

- максимальный ток, протекающий при коротком замыкании через выключатель фидера подстанции.

Для расчета максимального и минимального тока короткого замыкания, сопротивления системы со стороны подстанции находим по формуле:

(2)

где - напряжение на выводах тяговой обмотки трансформатора, кВ;

- мощность короткого замыкания на вводах в подстанцию, МВА;

- число включенных в работу трансформаторов;

- напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания.

Найдем сопротивление системы со стороны подстанций по формуле для максимального режима:

Сопротивление системы со стороны подстанций. А и В находим по формуле, исходные данные принимаем по (таблице 2) для минимального режима:

Максимальный ток, протекающий при коротком замыкании через выключатель фидера подстанции, вычисляем для расчетной схемы №5. Максимальное значение тока будет достигнуто при работе двух подстанций, на которых в свою очередь введены в работу два трансформатора работающих в параллель, т.е. все выключатели будут включены. Схема работы представлена на рисунке 4. Питание тяговых подстанций осуществляется от источника находящегося в режиме отдачи максимальной мощности.

Для нашего расчета примем, что тяговые подстанции А и В имеют одинаковые собственные параметры и параметры питающей системы.

Расчет максимального значения тока ведется при работе ИП в максимальном режиме и введенном в работу двумя трансформаторами ТДТНЖ.

Рис.4. Расчетная схема №5, для максимального тока.

Для ТО выключателя QA1 на тяговой подстанции А ток фидера в расчетной схеме №5 вычисляют по выражению:

, (3)

где - напряжение на шинах подстанции А в момент короткого замыкания, принимаем равным по [1] 28900 В;

- сопротивление системы со стороны подстанции А в режиме максимума энергосистемы;

км.

Найдем максимальное значение тока при работе ИП в максимальном режиме:

А.

Произведем выбор уставки срабатывания токовой отсечки:

, (4)

Расчет минимального значения тока ведется при работе ИП в минимальном режиме и введенном в работу одном трансформаторе ТДТНЖ, а другой отключен выключателями. Минимальный ток, протекающий при коротком замыкании через выключатель фидера подстанции, вычисляем для расчетной схемы №23.

Рис.5. Расчетная схема №23, для минимального тока.

Для этого же выключателя проверка по чувствительности ТО при близких к.з. выполняется по расчетной схеме №23, в которой вычисляется по формуле:

, (5)

где - напряжение на шинах подстанции А в момент короткого замыкания, принимаем равным по [1] 26200 В;

- сопротивления системы со стороны подстанций А и В в режиме минимума энергосистемы;

км;

км.

Найдем минимальное значение тока при работе ИП в минимальном режиме:

А.

Выбранная уставка срабатывания токовой отсечки проверяются по условию:

(6)

где - коэффициент чувствительности, .

- выбранная уставка срабатывания удовлетворяет данному условию.

Кроме того, выбранная уставка проверяется по условию:

, (7)

где - максимальный ток нагрузки, принимаем =1100 А.

- коэффициент запаса.

Проверим условие:

- выбранная уставка срабатывания удовлетворяет данному условию.

2.2 Расчет уставок дистанционной защиты

Дистанционная защита является основной защитой фидеров контактной сети и имеет три ступени срабатывания.

Первая ступень дистанционной защиты обеспечивает защиту без выдержки времени большей части зоны подстанция - пост (80-85%) и посылает сигнал на запуск телеблокировки.

Вторая ступень является основной для зоны от подстанции до поста секционирования и резервирует защиты поста секционирования при коротких замыканиях в пределах части зоны от поста до следующей ТП.

Третья ступень ДЗ резервирует защиты поста при коротких замыканиях в пределах от части зона от поста до следующей ТП.

Расчет уставки срабатывания первой ступени

Расчет уставки срабатывания ведем для расчетной схемы №5 (рисунок 6).

Рис.7. Расчетная схема №5, для выбора ДЗ1.

Уставку срабатывания первой ступени дистанционной защиты выбирают по условию селективности так, чтоб защита не срабатывала при коротком замыкании за постом секционирования, по формуле:

(11)

где - коэффициент отстройки, из [3];

- сопротивление петли короткого замыкания, измеряемое защитой выключателя QA 1, Ом.

Минимальное сопротивление в момент короткого замыкания находим по формуле:

; (12)

где сопротивление характеризующее результирующее погонное сопротивление тяговой сети m-путного участка пути, при включенных в работу и соединенных параллельно контактных сетях, n=2 путях, из [3].

- длина участка контактной сети от тяговой подстанции А до поста секционирования, .

Найдем минимальное сопротивление в момент короткого замыкания и уставку срабатывания первой ступени ДЗ:

Выбранная по условию уставка срабатывания проверяется на нечувствительность к режимам нормальной работы по формуле:

(13)

где минимальное сопротивление нагрузки, Ом;

- коэффициент задержки,.

Минимальное сопротивление нагрузки определяем по формуле:

(14)

где минимальное напряжение на шинах тяговой подстанции, из [1];

- номинальный максимальный ток нагрузки, [см. расчет выше].

Произведем проверку на нечувствительность:

- условие для первой ступени дистанционной защиты выполняется.

Расчет уставки срабатывания второй ступени

Дистанционную защиту второй ступени выполняют с выдержкой времени. Выдержку времени принимают на одну ступень больше, чем выдержка времени второй ступени защиты поста секционирования, т.е. 0,5 с.

Вторая ступень должна быть направленной с областью срабатывания фазовой характеристики в диапазоне углов от 45 до 100 градусов.

Расчет второй ступени дистанционной защиты выполняем по расчетной схеме №6 (рисунок 7).

Рис.8. Расчетная схема №6, для выбора уставки ДЗ2.

Уставку срабатывания второй ступени дистанционной защиты определим по формуле:

(15)

где коэффициент чувствительности, кч=1,25 из [3].

- максимальное сопротивление, измеряемое защитой, при коротком замыкании на выводах выключателя смежной подстанции, Ом.

Максимальное сопротивление найдем по формуле:

(16)

где сопротивление характеризующее результирующее погонное сопротивление тяговой сети m-путного участка пути, при включенных в работу и соединенных параллельно контактных сетях, n=2 путях, из [1].

- длинна участка контактной сети от тяговой подстанции А до поста секционирования, .

Найдем уставку срабатывания второй ступени дистанционной защиты:

Выбранную уставку срабатывания проверим на нечувствительность:

- условие не выполняется, следовательно, нужны дополнительные меры по повышению отстроенности от нагрузок нормального режима.

Расчет уставки срабатывания третьей ступени

Третья ступень дистанционной защиты выполняется с выдержкой времени 0,9-1,2 секунды.

Расчет третьей ступени выполняем по расчетной схеме №9 (рисунок 8).

Рис.9. Расчетная схема №9, для выбора уставки ДЗ3.

Для расчетной схемы №9 сопротивления со стороны подстанций А, В и сопротивления контактной сети находим по формулам из [3]:

(17)

(18)

(19)

где -сопротивление определяющее падение напряжения в тяговой сети данного пути за счет индуктивного влияния токов смежных путей [0,020].

- сопротивление характеризующее результирующее погонное сопротивление тяговой сети m-путного участка пути, при включенных в работу и соединены параллельно контактные сети n путей [0,307].

- характеризует сопротивление контактной сети одного пути при, условии, что на этот путь оказывает индуктивное влияние суммарный ток остальных путей такой же величины, но противоположного по направлениям [0,219].

Результирующее сопротивление подстанции А:

(20)

Результирующее сопротивление подстанции В:

(21)

Результирующее сопротивление контактной сети:

(22)

где и - сопротивление ТП А и В, Ом;

,, - эквивалентные сопротивления тяговой сети, Ом;

- индуктивное развязанное сопротивление троса группового сопротивления, Ом;

Rд - сопротивление дуги, Ом.

Сопротивление троса группового заземления:

(23)

где - индуктивно развязанное погонное сопротивление ТГЗ, Ом/км;

- длина ТГЗ от заземляющего спуска до наиболее удаленного конца

троса, км.

Принимаем АС-70/11:

Найдем ток подстанции А в месте короткого замыкания:

(24)

Найдем ток короткого замыкания в точке К.З. по формуле:

(25)

Вычисляем искомое значение по формуле:

(26)

Найдем уставку срабатывания третьей ступени дистанционной защиты:

Выбранную уставку срабатывания проверим на нечувствительность:

- условие не выполняется, следовательно, нужны меры по повышению отстроенности от нагрузок нормального режима.

Следовательно, третью ступень с фазовой характеристикой от 0 до 110 градусов применять нельзя. Необходимо принимать меры для отстройки третьей ступени от режимов нагрузки. Одной из таких мер является применение фазовой характеристики с диапазоном углов 45-110 градусов.

Уставки срабатывания защиты необходимо выбирать таким образом, чтобы она уверенно срабатывала при к.з. в защищаемой зоне, не срабатывала при внешних к.з. и максимальных нагрузках нормального режима, а также обеспечивала условия ближнего и дальнего резервирования.

Уставка срабатывания первой ступени трехступенчатых дистанционных защит обычно не велика и для нее, как правило, условие отстройки от ложного действия при максимальных нагрузках нормального режима выполняется. При этом отстройка осуществляется за счет достаточной положительной разности между абсолютными значениями сопротивлений нагрузки и срабатывания без учета фазовых углов при к.з. и нагрузке.

На фидерах ТП в редких случаях для второй ступени и практически всегда для третьей ступени дистанционных защит условие отстройки от максимальных нагрузок нормального режима не выполняется. В этом случае необходимо использовать дистанционные защиты со специальными угловыми характеристиками, при которых условие срабатывания зависит не только от абсолютного значения сопротивления, измеряемого защитой, но и от фазового угла этого сопротивления. Такие угловые характеристики , используемые в разных конструкциях защит для тяговых сетей, приведены в [3] на рис.2.7, в,е,ж. Расчетным режимом для третьей ступени является к.з. через дугу с сопротивлением 5…8 Ом. Необходимо принять меры для отстройки второй и третьей ступени от режимов нагрузки. Одной из таких мер является применение фазовой характеристики с диапазоном углов 45-110 градусов.

Рис.10. Угловые характеристики.

3. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ И ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМ ЗАЩИТЫ ФИДЕРА КОНТАКТНОЙ СЕТИ

На ряде участков железных дорог до сих пор еще эксплуатируются защиты УЭЗФМ, выполненные с использованием дискретных полупроводниковых элементов. Модификации этой защиты (разработка ВНИИЖТ) на интегральных микросхемах имеют марку АЗФИ и АЗ, а с применением современной микропроцессорной базы - АЗ(М). По сравнению с предыдущими последняя модификация дополнена устройствами цифровой индикации значений тока и напряжения при последнем к.з. и использованного ресурса выключателя. Кроме того, она снабжена устройствами АПВ и УРОВ, а также последовательными портами RS-282 и RS-485 для связи с ЭВМ и телемеханикой. Защита обладает повышенной надежностью за счет внутреннего резервирования функций при любых неисправностях в аппаратуре.

Другой модификацией защиты УЭЗФМ является микропроцессорная защита КС МЗКС, выпускаемая Московским энергомеханическим заводом ОАО «РЖД».

Рис.11. Угловые характеристики усовершенствованной аппаратуры защиты

Защита УЭЗФМ. В середине 80-х годов была разработана аппаратура усовершенствованной защиты на интегральных микросхемах АЗФИ и ее аналог на дискретных полупроводниковых элементах УЭЗФМ. Она содержит четыре ступени дистанционной защиты Д31, Д32, ДЗЗ, Д34 и токовую отсечку ТО. Угловые характеристики приведены на (рис.11), где 1 -- граничная линия области нагрузок, а 2 -- граничная линия области к.з. Ступень Д34 предназначена реагировать на к.з. через большие переходные сопротивления. Ступень Д31 снабжена переключателем, с помощью которого угловая характеристика в виде сектора (см. рис.11) может быть переведена в круговую с блокировкой по току.

Упрощенная функциональная схема аппаратуры защиты приведена на (рис.12). Она содержит промежуточные трансформаторы TLA и TLV, включаемые во вторичные обмотки измерительных трансформаторов соответственно тока и напряжения. Нулевые точки вторичных обмоток промежуточных трансформаторов объединены и образуют среднюю точку схемы. К средней точке подключен делитель напряжения на резисторах R1 и R2 и инвертирующие входы дифференциальных усилителей всех пороговых элементов. Коэффициенты трансформации трансформаторов TLA и TLVравны 110 и 10 соответственно. Вторичное напряжение этих трансформаторов выпрямляется двухполупериодными выпрямителями со средней точкой.

Рис.12. Упрощенная функциональная схема усовершенствованной аппаратуры защиты

Выпрямитель трансформатора TLA нагружен на блок регулирования уставок БРУ, который представляет собой набор потенциометров. Для повышения надежности потенциометры выполнены в виде набора отдельных резисторов, соединенных друг с другом. С их помощью уставка регулируется с погрешностью не более 5 %.

Пороговый элемент, выполненный на нуль-органе ЕА1 реализует функцию токовой отсечки ТО. Нуль-орган ЕА2, фазоограничивающие органы и, и схема сравнения И (DD1) образуют основу дистанционной защиты Д31 с угловой характеристикой, показанной на (рис.11). Сигнал на выходе схемы И (DD1) появляется при наличии на его входе сигналов срабатывания нуль-органа ЕА2 и двух фазовых органов и . Каждый из фазовых органов является однополупериодным, но реагируют они на разные полупериоды, поэтому их совокупность составляет двухполупериодный фазовый орган. Элемент задержки DLна 20 мс обеспечивает условие, при котором защита не будет срабатывать, если из двух фазовых органов сработает только один. Если переключить выключатель SB, то фазовые органы выводятся из работы, а пороговый орган ЕАЗ и логическая ячейка И (DD2), также входящие в ступень защиты Д31, вводятся в схему. Пороговый орган ЕАЗ реализует функцию блокировки по току.

Ступень защиты Д32 включает нуль-орган ЕА4, который реализует реле полного сопротивления, фазовые органы и , логические ячейки ИЛИ (DD3) и И (DD4). Эти элементы формируют угловую характеристику Д32, показанную на (рис.11). Кроме того в эту ступень входит реле времени КТ1. Третья ступень ДЗЗ содержит нуль-орган ЕА5, фазовый орган , логическую ячейку И (DD5) и реле времени КТ2 (0,6 с).

Защита содержит блок отстройки от апериодической составляющей БОА, блок частотной отстройки БЧО и блок памяти напряжения БПН. При наличии апериодической составляющей или увеличении содержания высших гармоник в токе фидера выходные напряжения блоков БОА и БЧО увеличиваются и, поступая на входы нуль-органов, загрубляют уставки срабатывания соответствующих защит. Блок БОА тормозит действие ТО, Д31 и Д32. Блок БЧО содержит фильтр верхних частот и выпрямитель. Он тормозит действие ступеней Д31, Д32 и ДЗЗ.

При значительном снижении напряжения . фидера при близких к.з. фазовые органы и работать не могут. Блок БПН выполнен в виде активного фильтра на частоту 50 Гц с высокой добротностью. Поэтому, при значительном снижении или исчезновении на его входе синусоидального напряжения, на выходе напряжение имеет вид синусоиды с той же фазой, что и до момента к.з. Амплитуда этой синусоиды затухает в течение 0,1...0,2 с; на это время ее величина достаточна для обеспечения работы фазовых органов и . Этим достигается ликвидация мертвой зоны защиты Д31 с направленной характеристикой.

Выходные сигналы ТО, ДЗ1, Д32 и ДЗЗ через логическую ячейку ИЛИ (DD6) поступают на выходной орган ВО, вызывающий отключение высоковольтного выключателя.

Ступень защиты Д34 выполняется так же, как ступень ДЗЗ. Устройство защиты оборудовано блоком ускорения (на схеме не показан) в зависимости от соотношения токов данного и смежного фидеров.

На (рис.13) приведены схемы нуль-органа (ЕА), органа выдержки времени (КТ) и фазового органа () входящих составной частью в функциональную схему устройства (см. рис.12). Нуль-орган (рис.13, а), входящий в модуль НН (нуль-орган + нуль-орган), выполнен на основе схемы дифференциального усилителя на транзисторах VT1 и VT2, в котором использованы кремниевые диффузионные транзисторы. Малые входные токи и высокие коэффициенты усиления дают возможность применить на входе нуль-органов резисторы с сопротивлением до 200 кОм и отказаться от использования малотехнологичных промежуточных трансформаторов TL, которые устанавливаются в модулях ДТС, ДС-ЗК, ФТН защиты УЭЗФ. При этом, однако, результирующее сопротивление потенциометров регулировки уставок срабатывания в блоке БРУ должно быть значительно меньше, чем эквивалентное сопротивление резисторов всех схем сравнения, подключенных ко входам нуль-органов и включенных параллельно. Поэтому сопротивление резисторов регулировки уставок принято равным 10 кОм.

Рис.13. Схемы нуль-органа (а), органа выдержки времени (б) и фазового органа (в).

Сглаживание пульсаций выпрямленного тока осуществляется конденсатором С емкостью 0,1 ...0,25 мкФ и подключенному в цепь обратной связи с эмиттера транзистора VT5 на базу транзистора VT1. Транзистор VT3 осуществляет роль диодного ограничителя, защищающего транзисторы VT1 и VT2 от перенапряжений при больших кратностях входных сигналов.

Закрытому транзистору VT7 соответствует положительный потенциал выхода, при этом закрыты также транзисторы VT5 и VT6, a VT1 и VT4 открыты. Закрытие транзистора VT1 приводит к закрытию транзистора VT4 и открытию транзисторов VT5, VT6 и VT7. При этом потенциал выхода становится равным нулю (потенциалу средней точки). Транзисторы VT1 и VT2 охвачены глубокой отрицательной обратной связью через резистор R, поэтому один из них открыт, а другой закрыт. При этом процесс переключения транзистора VT1 из одного состояния в другое происходит скачком при очень небольшом отклонении от порога срабатывания, значение которого определяется потенциалом средней точки. Если потенциал базы транзистора VT1 превысит потенциал порога срабатывания, то этот транзистор будет открыт. Такое состояние соответствует ждущему режиму. При срабатывании нуль-органа потенциал его входа понижается, а транзистор VT1 закрывается.

В органе выдержки времени (рис.13, б), входящим в модуль НВ (нуль-орган + орган выдержки времени), используется заряд конденсатора С. В ждущем режиме транзистор VT1 открыт и шунтирует конденсатор С через диод, в качестве которого используется переход база - коллектор транзистора VT2. Конденсатор С разряжен. При подаче на клемму «Вход» отрицательного потенциала транзистор VT1 и переход база - коллектор транзистора VT2 (с большим обратным сопротивлением) закрываются и начинается заряд конденсатора через резистор R1 (сопротивление 1...2 МОм). Когда потенциал левой обкладки конденсатора С (потенциал базы транзистора VT3) станет выше потенциала эмиттера транзистора VT3 (+5 В), последний откроется, вызывая открытие транзисторов VT4, VT5 и VT6. При этом на клемме «Выход» потенциал изменяется от положительного до нулевого значения.

Фазовые органы (рис.13, в) входят в модули ИФМ-1 и ИФМ-2. Модуль ИФМ-1 используется в дистанционной защите первой ступени. Он разрешает действие этой ступени, если ток отстает от напряжения на величину фазового угла в пределах от 0 до 110°. Фазовый орган модуля ИФМ-2 используется в дистанционной защите второй ступени. Он разрешает действие этой ступени, если ток отстает от напряжения на величину фазового угла в пределах от 50 до 110°. Каждый модуль содержит каналы формирования импульса тока (транзисторы от VT1 до VT5) и импульса напряжения (транзисторы от VT6 до VT11), а также преобразователь импульсов в потенциальный сигнал, выполненный в виде триггера на элементах И--НЕ (DD1, DD2, DD3).

Нуль-орган на транзисторах VT1, VT3 и VT4 формируют прямоугольные импульсы напряжения, длительность которых совпадает с длительностью половины периода синусоиды тока . На выходе каскада транзисторной задержки (транзистор VT5) формируется узкий импульс с длительностью от 2 до 3°, совпадающий с моментом перехода синусоиды тока через нулевое значение. Нуль-орган на транзисторах VT6, VT7, VT9 формирует прямоугольные импульсы, длительность которых совпадает с длительностью половины периода синусоиды напряжения. Два транзисторных каскада задержки в модуле ИФМ-2 (транзисторы VT10 и VT11) формируют прямоугольный импульс, сдвинутый в сторону отставания относительно начала полуволны синусоиды напряжения на 50° с погрешностью от -1 до +3°. Длительность прямоугольного импульса соответствует 40° с погрешностью от -5 до +20°. Таким образом зона существования этого импульса соответствует диапазону от 50 до 110° с соответствующими погрешностями.

В модуле ИФМ-1 длительность прямоугольного импульса напряжения составляет 90° с погрешностью от -1 до +20°, причем начало этого импульса должно совпадать с началом полуволны синусоиды напряжения. Для этого конденсатор, подключенный к коллектору транзистора VT10, отсоединяют от этого транзистора и вместо него между коллектором транзистора VT9 и базой транзистора VT11 включают другой конденсатор большей емкости.

Если узкий импульс тока, сформированный на коллекторе транзистора VT5, совпадает с прямоугольным импульсом напряжения, сформированным на коллекторе транзистора VT11, то открывается элемент И--НЕ (DD4), что заставляет триггер (элементы И--НЕ DD1, DD2, DD3) переключиться в положение, которое разрешает работу защиты.

Функциональная схема блока БОА отстройки от апериодической составляющей в токе фидера (рис.14) подключается ко вторичной обмотке промежуточного трансформатора TLA (см. рис.12). Она содержит однополупериодные выпрямители VD1 и VD2 со сглаживающими конденсаторами С1 и С2, дифференциальные нуль-органы ЕА1 и ЕА2 (см. рис.13, а), логическую схему ИЛИ на транзисторах VT1 и VT2, разделительный конденсатор СЗ и выходные цепи с резисторами R3, R4, R5.

Рис.14. Блок отстройки от апериодических бросков тока (БОА)

Вход нуль-органа ЕА1 подключен через резистор R1 к положительному полюсу источника опорного напряжения, а вход нуль-органа ЕА2 подключен через резистор R2 к отрицательному полюсу этого источника. При отсутствии входных напряжений или при их равенстве (т.е. отсутствии апериодической составляющей в токе фидера) транзисторы VT1 и VT2 закрыты. При этом транзистор VT3 также заперт, а конденсатор СЗ заряжен так, что его левая обкладка имеет потенциал 0, а правая -- потенциал +5 В. Если в токе фидера имеется апериодическая составляющая, то напряжение на одном из сглаживающих конденсаторов (С1 или С2) будет больше, чем на другом. В этом случае срабатывает один из нуль-органов (ЕА1 или ЕА2) и открывается один из транзисторов VT1 или VT2, что вызывает открытие транзистора VT3. Конденсатор СЗ начинает перезаряжаться через резисторы R3, R4, R5, которые подключены ко входам нуль-органов (см. рис.13, а) блоков ТО, Д31 и Д32 защиты. Первые транзисторы нуль-органов этих блоков открываются, уставки срабатывания этих блоков автоматически загрубляются, и защита при апериодических бросках тока намагничивания не срабатывает. Однако при близких к.з., т.е. при больших значениях тока фидера, когда его величина в несколько раз превышает уставку срабатывания защит, последние срабатывают вне зависимости от действия блока БОА.

В состав устройства защиты входят блоки основного и резервного питания. Основной блок питания включает понижающий трансформатор, первичные обмотки которого подключаются к цепи оперативного переменного напряжения 220 В. Между первичной и вторичной обмотками трансформатора имеется заземленный экран для снижения помех в цепях питания защиты. В цепи вторичной обмотки имеется выпрямитель и транзисторный стабилизатор напряжения. При снижении или полном отсутствии переменного напряжения 220 В блок питания автоматически переключается на резервное питание от оперативной цепи постоянного тока 110--220 В (от аккумуляторной батареи) или от другой цепи переменного тока 220 В. Блок резервного питания содержит выпрямитель, сглаживающий фильтр, трансформаторный преобразователь постоянного тока в переменный, ко вторичной обмотке которого подключен выпрямитель. Этот же выпрямитель подключается к стабилизатору напряжения основного блока питания.

Усовершенствованная аппаратура защиты в несколько упрощенном варианте легла в основу серийной защиты УЭЗФМ (двухступенчатой) и ее откорректированного варианта УЭЗФМК (трехступенчатая). Собственное потребление в цепях ТТ 0,25 В-А (при токе 5 А), в цепях ТН 0,12 ВА (при напряжении 100 В), в цепи оперативного питания не более 22 В-А. Диапазон уставок защит по току дистанционных защит 1,6...20 А, токовой отсечки 1,8...25 А, блокировки по току 1,3...25 А. Диапазон уставок дистанционных защит по сопротивлению от 5 до 63 Ом [3].

4. ПРОВЕРКА ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА ПО УСЛОВИЮ 10% ПОГРЕШНОСТИ

При проектировании релейной защиты трансформаторы тока дополнительно проверяются по условию 10 % погрешности. В курсовом проекте по расчету тяговой подстанции, для класса напряжения 27,5 кВ, мной был принят трансформатор тока: ТФЗМ-35А , который имеет следующие параметры: Uном =27,5 кВ; Iном=800 А. Данный трансформатор тока прошел проверку по термической и электродинамической стойкости.

Произведем проверку трансформатора тока по 10% погрешности. Методику проверки принимаем из [1,4].

Определим расчетную кратность тока:

(27)

где:

- расчетный ток для большинства токовых защит, определяется

по формуле, А:

; (28)

- номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А;

- ток срабатывания защиты, А:

(29)

где:

-номинальный ток обмотки силового трансформатора на стороне 27,5 кВ, равен 1092 А;

kН=1,2 - коэффициент надежности [1];

kВ=0,85 - коэффициент возврата [1];

Расчетная кратность тока:

По расчетной кратности тока m по кривой предельной кратности при 10%-ной погрешности для данного типа и коэффициента трансформации трансформатора тока находим допустимое сопротивление вторичной цепи и сравниваем его с расчетным значением нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока. Последняя зависит не только от сопротивления соединительных проводов, реле и переходных контактов , но и от схемы соединения трансформатора тока, нагрузки и вида короткого замыкания.

Для трансформатора ТФЗМ-35А при кратности следовательно допустимое сопротивление вторичной цепи принимается из [1] Теперь необходимо сравнить определенное допустимое сопротивление с расчетным значением нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока. Расчетное сопротивление можно определить по формуле, согласно [2]:

(30)

где:

- сопротивление переходных контактов, Ом;

- сопротивление реле (сопротивление катушки тока контактного реле), Ом, для реле тока РТ-40/2 принимаем согласно [5]=0,8 Ом;

- сопротивление приборов, включенных в цепь ТТ, Ом. Согласно [5] сопротивление токовой катушки равно амперметра =0,02 Ом;

- сопротивление соединительных проводов, Ом, которое определяется:

,(31)

где:

г - удельная проводимость материала соединительных проводов, (для медных проводов гм=53 М См/м;

- расчетная длина соединительных проводов, м. Для РУ 27,5 кВ согласно [5] находится в пределах 60…75м. Принимаем =75м.

- сечение проводников, , принимается по условию механической прочности, =.

Расчетное значение нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока, Ом:

Трансформатор тока будет удовлетворять условиям 10 % погрешности, если выполняется условие:

, (32)

По результатам проверки видно, что условие выполняется, следовательно трансформаторы тока будут работать с погрешностью, не превышающей 10 %.

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИК НАЛАДКИ ЗАЩИТ

5.1 Методика наладки защиты фидера контактной сети

Методика наладки защиты заключается в разработке способов проверки схемы и настройки характеристик срабатывания защиты. Схема наладки представлена на (рис.15).

Рис.15. Схема наладки.

Настройка защиты ДЗ-1:

1. Реостатом поднять напряжение на первичной стороне ПТН до 100 В.

2. Установить фазорегулятор в положение

3. Автотрансформатором установить ток в первичной обмотке ПТТ равной расчётному. Величина тока такая же, что и в предыдущем опыте, но значение принимать рассчитанное для первой ступени.

4. Потенциометром ДС-1 добиться срабатывания первой ступени защиты. Момент срабатывания определяется с помощью осциллографа, подключенного к шине «общий минус» и к контрольному гнезду (Гн 2) модуля ДТС. В момент срабатывания потенциал меняется с положительного на нулевой. После регулировки ось потенциометра фиксируется контр - гайкой.

Настройка защиты ДЗ-2:

1. Собрать схему, приведенную на рисунке 15.

2. Установить фазорегулятор в положение .

3. Установить ЛАТР в нулевое положение.

4. Реостатом поднять напряжение на первичной стороне ПТН до 100 В.

5. Автотрансформатором установить ток в первичной обмотке ПТТ равной расчетному.

6. Потенциометром ДС-2 добиться срабатывания второй ступени защиты. Момент срабатывания определяется с помощью осциллографа, подключенного к и к контрольному гнезду (ГН 7) модуля ДС-3К. В момент срабатывания потенциал меняется с положительного на нулевой. После регулировки ось потенциометра фиксируется контр - гайкой.

Настройка защиты ДЗ-1 на работу в режиме блокировки по току:

1. Переключить тумблер в положение «ТБ».

2. Автотрансформатором установить ток в первичной обмотке ПТТ равной расчетному ( достаточному для работы первой ступени дистанционной защиты в режиме блокировки по току ).

3. Потенциометром ДС-1 добиться срабатывания первой ступени защиты. Момент срабатывания определяется сменой потенциала на контрольном гнезде (ГН 2) модуля ДТС.

4. Реостатом снизить напряжение на первичной стороне ПТН до нуля.

5. При том же токе первичной обмотки ПТТ, изменяя положение движка сопротивления РН добиться срабатывания первой ступени.

Настройка ускоренной токовой защиты:

1. Автотрансформатором установить ток в первичной обмотке ПТТ, равный расчетному значению максимального тока отсечки.

2. добиться срабатывания токовой отсечки потенциометром. Момент срабатывания определяется с помощью осциллографа, подключенного к контрольному гнезду (ГН 7) модуля ДТС.

Настройка модуля ИФМ:

1. Проверить правильность фазировки защиты, для чего подать произвольный ток от двух до трех Ампер и напряжение не более ста Вольт на защиту. Фазорегулятором установить угол между током и напряжением для модуля ИФМ.

2. Реостатом поднять напряжение на первичной обмотке ПТН до 100 В, а автотрансформатором ток в первичной обмотке ПТТ несколько больший тока срабатывания ступеней защиты.

3. Вращением ручки регулятора изменить угол сдвига фазы отдо , а затем отдо . Значение угла сдвига фазы контролировать по фазометру. Момент срабатывания фазоограничивающего органа определяются появлением положительного сигнала на контрольном гнезде (ГН 2) модуля ФТНК.

5.2 Разработка методики наладки защиты

Методика наладки защиты заключается в разработке способов проверки схемы и настройки характеристик срабатывания защиты.

Рис.16. Схема подключения защиты МТЗ и ТО для настройки и регулировки.

Проверка:

1) С помощью автотрансформатора устанавливается напряжение 100 В.

2) Схема прогрузки подключается к клемам 1,2 и 3,4 МТЗ; осциллограф подключается к гнезду Г1.

3) Увеличивая ток сопротивлением Rр с помощью осциллографа определяем срабатывание защиты (появление нулевого потенциала).

4) Аналогично проверяется ТО (клемы 5,6 и 7,8; гнездо Г3)

Регулировка МТЗ:

С помощью автотрансформатора устанавливается напряжение 100 В.

Сопротивлением Rр устанавливается заданный ток срабатывания защиты.

Схема прогрузки подключается к клемам 1,2.

Сопротивлением R1 устанавливается срабатывание защиты при заданном токе срабатывания.

Подключая схему к клемам 3,4 сопротивлением R3 устанавливается срабатывание защиты при заданном токе срабатывания.

Подключая осциллограф к гнезду Г2 проверяем выдержку времени защиты.

Регулировка ТО:

С помощью автотрансформатора устанавливается напряжение 100 В.

Сопротивлением Rр устанавливается заданный ток срабатывания защиты.

Схема прогрузки подключается к клемам 5,6.

Сопротивлением R2 устанавливается срабатывание защиты при заданном токе срабатывания.

Подключая схему к клемам 7,8 сопротивлением R4 устанавливается срабатывание защиты при заданном токе срабатывания.

Список литературы

релейная защита подстанция

1. Марквардт К.Г. Справочник по электроснабжению железных дорог, т 2. - М.: Транспорт, 1981.-428с.

2. Фигурнов Е.П. Релейная защита. Учебник для вузов ж.-д.трансп. - М.: Желдориздат, 2000.-720 с.

3. Фигурнов Е.П., Жарков Ю.И., Петрова Т.Е. Релейная защита сетей тягового электроснабжения переменного тока: Учеб. пособие для студентов вузов ж.-д. транспорта/ Под ред. Е.П. Фигурнова.- М.: Маршрут, 2006. - 272 с.

4. Гринберг-Басин М.М. Тяговые подстанции: Пособие по дипломному проектированию. - М.: Транспорт , 1986 .-168с.

5. Руководящие материалы по релейной защите систем тягового электроснабжения. Трансиздат, 1999 г.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Комплект защиты фидера тяговой подстанции, функциональная схема, расчет установок электронных защит фидера тяговой подстанции. Ненаправленная дистанционная защита ДС1, ускоренная токовая отсечка. Расчет уставок защит фидера поста секционирования.

    курсовая работа [525,6 K], добавлен 05.10.2009

  • Выбор видов защит от аварийных и ненормальных режимов для всех элементов подстанции. Расчет токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы. Разработка функциональных, принципиальных схем заданных защит. Проверка трансформаторов тока.

    курсовая работа [2,4 M], добавлен 23.08.2012

  • Расчет тока КЗ во всех точках защищаемой сети. Выбор основных видов защит на линиях и на трансформаторах. Определение уставок срабатывания защит и реле. Выбор микроэлектронных реле. Расчет РЗ электродвигателей и релейной защиты силовых трансформаторов.

    курсовая работа [182,1 K], добавлен 10.01.2011

  • Выбор оборудования подстанции, числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока. Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [4,0 M], добавлен 01.10.2013

  • Расчет параметров срабатывания дистанционных защит от коротких замыканий. Составление схемы замещения. Расчет уставок токовых отсечек. Выбор трансформаторов тока и проверка чувствительности защит. Проверка остаточного напряжения на шинах подстанций.

    курсовая работа [3,4 M], добавлен 04.05.2015

  • Релейная защита как контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы. Выбор типов и расчет реле для линии L1. Расчет максимальной токовой защиты, обеспечение селективности токовых отсечек. Вычисление коэффициента чувствительности.

    контрольная работа [174,7 K], добавлен 05.02.2011

  • Выбор видов и места установки релейных защит для элементов схемы, расчёт параметров защиты линий при коротких замыканиях, защит трансформатора, параметров дифференциальной защиты при перегрузках (продольной и с торможением). Газовая защита и её схема.

    курсовая работа [365,1 K], добавлен 21.08.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.