Диссертация (Разработка и совершенствование алгоритмов селективной и неселективной систем защиты тяговых сетей переменного тока), страница 6

Значениесопротивления тяговой сети межподстанционной зоны ТП-3 – ТП-4 равноZТС = 4,957 + j13,082 Ом. Собственные узловые сопротивления на шинах110 кВ ТП-3 и ТП-4 соответственно: 1,065 + j2,34 Ом и 1,236 + j2,639 Ом(приведены к напряжению 27,5 кВ).Найденные токи КЗ в тяговой сети по ZТС к ТП-3 и к ТП-4представлены в таблице 1.2.На рисунке 1.15 показаны зависимости dn = ƒ(Sn) для участка 110 кВ,где d1 и d2 полученные методические погрешности при КЗ на ближайшей иудаленной от питающего центра ТП, определяемые от мощности КЗ S1 и S2соответственно.39Таблица 1.2 – Полученные значения токов КЗ в тяговой сети и методическаяпогрешностьУсловиярасчетаПо полнойсхеме СВЭПо SКЗПогрешн., %Зона ТП-1 - ТП-2.Токи КЗ в тяговой сети в кА при:КЗ на шинахКЗ на шинахТП-1ТП-2Зона ТП-3 - ТП-4Токи КЗ в тяговой сети в кА при:КЗ на шинахКЗ на шинахТП-3ТП-41,178℮+j115,738º1,215℮+j114,801º1,039℮+j117,683º1,061℮+j116,929º1,257℮+j115,064º6,711,288℮+j114,315º6,011,353℮+j113,848º30,221,368℮+j113,529º28,93Рисунок 1.15 – Зависимости величины погрешности расчетов токов КЗ втяговой сети от величины мощности КЗ на шинах питающего напряжения ТПучастка 110 кВ2.Схема электроснабжения участка 220 кВ (рисунок 1.16).Сеть 220 кВ питает ТП по консольной линии с разделом энергосистемпо подстанциям ТП-14 и ТП-15, в связи с чем по межподстанционной зоне40ТП-13 – ТП-14организовановстречно-консольноепитаниемежподстанционной зоны.

Такой же раздел выполнен в зоне ТП-11 – ТП-13.Рисунок 1.16 – Схема участка с ВЛ-220 кВ c 14 ТП Восточного регионастраныЭнергосистемазапределамирассматриваемойчастиучтенаэквивалентными сопротивлениями прямой последовательности 4 + j26,5 Омсо стороны ТП-1 и 9 + j78 Ом со стороны ТП-16. Напряжение заэквивалентами равно 230 кВ.Питание СТЭ расчетного участка осуществляется трансформаторамиТП, параметры которых приведены в таблице 1.3.

Контактная сетьвыполнена: на участке ТП-1 – ПС-1 М-95 + МФ-100, а на остальных участкахПБСМ-95 + МФ-100. На некоторых участках дополнительно подвешенусиливающий трос А-185.41Таблица 1.3 – Характеристики трансформаторов ТП расчетного участкаТяговая подстанцияТП-1ТП-2ТП-3ТП-4ТП-5ТП-6ТП-7ТП-8ТП-9ТП-10ТП-11ТП-12ТП-13ТП-14ТП-15ТП-16Тип фазировки Sном, МВА140140240340340240140140240340340240340340240140Uвн, кВ230230230230230230230230230230115230230230230230Мощность КЗ, МВА13601052884852825661589549529518448442391518593673Поглощение реактивной генерации линий 220 кВ осуществляетсяшунтирующими реакторами подстанций ТП-4, ТП-6, ТП-11, ТП-12, ТП-13,параметры реакторов отображены на рисунок 1.16.1.2.Расчеты токов КЗ в тяговой сети между ТП-1 – ТП-2 иТП-12 - ТП-13 по рисунку 1.16.КЗ в межподстанционной зоне ТП-1 – ТП-2Схема замещения рассматриваемого участка энергосистемы при КЗ вмежподстанционной зоне ТП-1 – ТП-2 была преобразована к виду нарисунке 1.17.

Сопротивления ветвей схемы, приведенные к тяговомунапряжению, получили значения Z1 = 0,06 + j0,38 Ом, Z2 = 0,04 + j0,18 Ом,Z3 = 0,10+ j0,42 Ом, Z4 = 0,24 + j0,96 Ом, Z5 = 0,18 + j0,72 Ом.42Рисунок 1.17 – Cхема замещения участка ТП-1 – ТП-2 с ВЛ-220 кВСопротивления трансформаторов подстанций рассматриваемой зоныследующие ZТП1 = ZТП2 = j2,36 Ом. Для участков ТП-1 – ПС и ПС – ТП-2сопротивления рассчитаны – ZIТС = 1,845+j6,47 Ом и ZIIТС = 2,668+j7,04 Омсоответственно.Собственные сопротивления в узлах тяговых подстанций ТП-1 и ТП-2,приведенные к напряжению 27,5 кВ равны 0,10 + j0,55 Ом и 0,14 + j0,72 Омсоответственно.Полученные данные позволили рассчитать токораспределение втяговой сети при КЗ в рассматриваемых расчетных точках.

Результатырасчетов представлены в таблице 1.4.КЗ в межподстанционной зоне ТП-12 – ТП-13Схему замещения участка энергосистемы при КЗ в зоне междуподстанциями ТП-12 – ТП-13 можно представить в виде на рисунке 1.18.Значения сопротивлений ветвей схемы, приведенные к напряжению 27,5 кВ,равны Z1 = 0,35 + j1,56 Ом, Z2 = 0,06 + j0,26 Ом и Z3 = 0,12 + j0,49 Ом.Сопротивления трансформаторов подстанций ТП-12 и ТП-13 исопротивления тяговой сети на участках ТП-1 – ПС и ПС – ТП-2 всоответствие с исходными данными – ZТП1 = ZТП2 = j2,36 Ом иZIТС = = 3,067 + j8,094 Ом, ZIIТС = 1,901 + j5,016 Ом.43Рисунок 1.18 – Cхема замещения участка ТП-12 – ТП-13 с ВЛ-220 кВВузлахтяговыхподстанцийТП-12иТП-13собственныесопротивления равны 0,41 + j1,82 Ом и 0,47 + j2,05 Ом соответственно(приведены к напряжению 27,5 кВ).В результате расчета получены токи по питающим линиям контактнойсети в случае КЗ в расчетных точках межподстанционной зоны, результатыкоторого сведены в таблицу 1.4.Зависимости dn = ƒ(Sn) для участка 220 кВ показаны на рисунке 1.19,где d1 и d2 полученные методические погрешности при КЗ на ближайшей иудаленной от питающего центра ТП, определяемые от мощности КЗ S1 и S2соответственно.Таблица 1.4 – Полученные значения токов КЗ в тяговой сети и методическаяпогрешностьУсловия расчетаПо полной схемеСВЭПо SКЗПогрешн., %Зона ТП-1 - ТП-2Токи КЗ в тяговой сети в кА при:КЗ на шинахКЗ на шинахТП-1ТП-2Зона ТП-12 - ТП-13Токи КЗ в тяговой сети в кА при:КЗ на шинахКЗ на шинахТП-12ТП-131,331℮+j111,156º1,341℮+j111,006º1,132℮+j113,162º1,147℮+j112,936º1,406℮+j110,821º5,631,414℮+j110,705º5,441,359℮+j111,502º20,051,370℮+j111,395º19,4444Рисунок 1.19 – Зависимости величины погрешности расчетов токов КЗ втяговой сети от величины мощности КЗ на шинах питающего напряжения ТПучастка 220 кВ3.Анализ результатов расчета токов КЗРасчеты показали, что для ТП близко расположенных к районнойподстанции погрешность составляет в сети 110 кВ:– 6,71% – для первой подстанции ТП-1 с мощностью КЗ 1324 МВ;– 6,01% – для второй подстанции ТП-2 с мощностью КЗ 566 МВА,а в сети 220 кВ:– 5,63% – для первой подстанции ТП-1 с мощностью КЗ 1360 МВА;– 5,44% – для второй подстанции ТП-2 с мощностью КЗ 1052 МВА.Для ТП удаленных от районной подстанции погрешность составляет всети 110 кВ:– 30,22% – для ТП-3 с мощностью КЗ 367 МВА;45– 28,93%–дляТП-4смощностьюКЗ272МВА,а для сети 220 кВ:– 20,05% – для ТП-12 с мощностью КЗ 442 МВА;– 19,44% – для ТП-13 с мощностью КЗ 448 МВА.Как видно, во всем диапазоне мощностей КЗ на шинах 110(220) кВ ТПрассматриваемыхреальныхучастковразличныхрегионовстраныпогрешности в расчетах токов КЗ составляют 5,44 – 30,22%.

Можнопредположить, что указанная погрешность будет и на других участкахтяговой сети отечественных железных дорог.Укажемнаучастки,гдерассматриваемаяпогрешностьбудетминимальной. Во-первых, это участки тяговой сети с одностороннимпитанием. Во-вторых, участки, где ТП подключены непосредственно крайонным подстанциям, то есть там, где величина сопротивления СВЭ двухТП,питающихрассматриваемуюмежподстанционнуюзону,имеетминимальное значение. В частности, значительное уменьшение величинывзаимного сопротивления в сопротивлении СВЭ при приближении кисточнику определяет снижение погрешности, обусловленной, как известно,игнорированием в расчете этим взаимным сопротивлением.Подробный анализ погрешности при различных схемах питанияпозволяет в первом приближении указать диапазон мощности КЗ на шинахТП, при котором погрешность расчета токов КЗ не превосходит 10%,составляющий для сети 110(220) кВ – от 750 ÷ 900 МВ∙А и выше.В связи с указанным, рекомендуется:Надействующемучасткеэлектроснабженияпроизводитьпроверочные опыты КЗ для измерений реальных токов КЗ;При расчете токов КЗ в СТЭ обращать особое внимание навеличину мощности КЗ, по которой, как показал анализ, можно говорить оточности результатов расчета.46РасчеттоковКЗвтяговойсетипеременноготокасдвухсторонним питанием производить с учетом полной схемы сетиэнергосистемы.1.3.3 Экспериментальная проверка полученных результатов расчетатоков КЗ в тяговой сетиДля подтверждения справедливости полученных погрешностей расчетатоков КЗ в тяговой сети проведена экспериментальная проверка с КЗ втяговой сети действующего участка.ИзмерениетокаКЗнатяговойподстанцииТП-4схемыэлектроснабжения С – Ш (см.

рисунок 1.12) произведено автоматически 6марта 2017 измерительно-информационным и управляющим комплексом«Черный ящик-2000» (ООО НТЦ «ГОСАН»), установленным подстанции.На осциллограмме (рисунок 1.20) представлены следующие кривые:«27,5 кВ ввод 27» – напряжение ввода 27,5 кВ Ubc;«27,5 кВ ввод 1» – ток ввода Ibc;«27,5 кВ. Ф. к/с 1…5» – токи присоединений 1…5 питающих линийконтактной сети Ibc.КЗ произошло на станционном присоединении (Ф. к/с 3), ток КЗ –3262 А, токи «подпитки» КЗ от тяговой подстанции ТП-3 равны 381 А (отпитающей линии Ф. к/с 1) и 387,8А (от Ф.

к/с 2). Присоединения 4 и 5питающих линий отключены для раздела по контактной сети со следующейподстанцией (в связи с разделом питания на ВЛ-110 кВ).Ток ввода 27,5 кВ равен току станционного присоединения Ф. к/с 3питающей линии контактной сети за минусом токов присоединений Ф. к/с 1и Ф. к/с 2. Напряжение на вводе 27,5 кВ до КЗ равно 27,96 кВ, и оно зависитот положения переключателя РПН трансформатора на момент КЗ.47Рисунок 1.20 – Осциллограмма токов КЗ на тяговой подстанции ТП-4 схемыучастка С – Ш с ВЛ-110кВНамежподстанционнойзонеТП-3 – ТП-4установленПСнаразъединителях, который при КЗ не отключился, так как задержка наотключение у него 1 с.

Вакуумный выключатель станционного фидераотключился через 0,045 с от максимальной токовой отсечки, в результатевосстановился нормальный режим ТП-4.Теперь оценим точность расчетов токов КЗ при учете реальной схемыСВЭ в сравнении с экспериментальными данными. Так как КЗ вэксперименте было не на шинах 27,5кВ, а на станционных путях, тосравнение произведем по соотношению токов в тяговой сети (токи«подпитки» от ТП-3) и в трансформаторе ТП-4.Вэкспериментеэтосоотношениеравно2512/768,8 = 3,27(рисунок 1.20), а при учете полной схемы СВЭ, то есть схемы внешнегоэлектроснабжения, представленной в расчете в полном объеме, этоотношение 4001/1061 = 3,77 (4001А – ток ввода 27,5кВ, 1061А – сумма токов48по Ф. к/с 1 и Ф.