Расчёт уставок защит силовых трансформаторов

В цифровых защитах выравнивание вторичных токов в плечах зашиты по величине и фазе производится программным (расчетным) способом. Поэто­му нет необходимости рассчитывать числа витков уравнительных и рабочей обмоток. Кроме того, от тока небаланса, вызванного бросками токов намаг­ничивания трансформатора, в цифровых реле эффективно отстраиваются за счет блокировки реле по 2-й и 5-й гармоникам дифференциального тока.

Глубокая отстройка от бросков тока намагничивания позволяет в цифровых реле минимальный дифференциальный ток срабатывания защиты (Idmin)принять равным 30 % номинального тока трансформатора. Для сравнения в защитах с реле типа ДЗТ-11 ток срабатывания равен 150 % номинального. Принцип торможения дифференциальной защиты при сквозных токах КЗ остался прежним. При внешнем КЗ за пределами зоны действия дифференциальной защиты, трансформаторы тока стороны НН обтекаются током и реле автоматически загрубляется, т. е. ток сраба­тывания его увеличивается по мере роста тока сквозного замыкания (тор­мозного тока). Уставкой по степени торможения в цифровых реле принято считать отношение дифференциального тока (Id)к тормозному току (It) в процентах и рассчитывается оно по выражению:

(6.1)

где К_н – коэффициент надёжности, равен 1,2 [12];

ε – погрешность трансформаторов тока, принимается равной 10 %;

Ka – коэффициент, учитывающий рост погрешности при больших токах за счёт апериодической составляющей, принимается равным 1,5 [12];

ΔU – диапазон регулирования коэффициента трансформации транс-форматора.

Произведём расчёт дифференциальной защиты трансформатора Т1.

По формуле (7.1)определим уставку по степени торможения

%

Принимаем 40 % - ную тормозную характеристику. Указанное значение выставляется в реле в качестве уставки дифференциальной защиты.

Чувствительность дифференциальной защиты оценивается при минимальном токе двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора по формуле:

(6.2)

где – приведенный к стороне ВН двухфазный ток КЗ в минимальном режиме работы, который при схеме соединения трансформаторов тока на стороне ВН в звезду численно равен трёхфазному току КЗ.

Определяем ток, проходящий через защищаемый трансформатор при 3-х фазном металлическом КЗ в минимальном режиме работы системы, приведенный к стороне ВН

Чувствительность дифференциальной защиты составит

Степень торможения оценивается при трехфазном максимальном то­ке КЗ на шинах НН подстанции по выражению:

(6.3)

где – приведенный к стороне ВН трёхфазный ток КЗ в максимальном режиме работы.

Определяем ток, проходящий через защищаемый трансформатор при 3-х фазном металлическом КЗ в максимальном режиме работы системы, приведенный к стороне ВН

Степень торможения будет составлять

т. е. уставка возросла с 40 % до 366,8% номинального тока или в 3,3 раза.

Произведём расчёт максимальной токовой защиты трансформаторов.

Предварительно определяем токи по участкам.

- на низкой стороне

- на высокой стороне

Произведём расчёт защиты для секционного выключателя:

- по условию отстройки от токов самозапуска

- по условию согласования по чувствительности с защитой отходящих линий

Принимаем наибольшее из значений, т. е. принимаем ток срабатывания защиты равным 238,979 А.

Проверим чувствительность защиты в основной зоне

Произведём расчёт дифференциальной защиты трансформатора Т2.

По формуле (6.1)определим уставку по степени торможения

%

Принимаем 40 % - ную тормозную характеристику. Указанное значение выставляется в реле в качестве уставки дифференциальной защиты.

Чувствительность дифференциальной защиты оценивается при минимальном токе двухфазного КЗ на выводах НН трансформатора по формуле:

(6.2)

где – приведенный к стороне ВН двухфазный ток КЗ в минимальном режиме работы, который при схеме соединения трансформаторов тока на стороне ВН в звезду численно равен трёхфазному току КЗ.

Определяем ток, проходящий через защищаемый трансформатор при 3-х фазном металлическом КЗ в минимальном режиме работы системы, приведенный к стороне ВН

Чувствительность дифференциальной защиты составит

Степень торможения оценивается при трехфазном максимальном то­ке КЗ на шинах НН подстанции по выражению:

(6.3)

где – приведенный к стороне ВН трёхфазный ток КЗ в максимальном режиме работы.

Определяем ток, проходящий через защищаемый трансформатор при 3-х фазном металлическом КЗ в максимальном режиме работы системы, приведенный к стороне ВН

Степень торможения будет составлять

т. е. уставка возросла с 40 % до 382,0 % номинального тока или в 3,3 раза.

Произведём расчёт максимальной токовой защиты трансформаторов.

Предварительно определяем токи по участкам.

- на низкой стороне

- на высокой стороне

Произведём расчёт защиты для секционного выключателя:

- по условию отстройки от токов самозапуска

- по условию согласования по чувствительности с защитой отходящих линий

Принимаем наибольшее из значений, т. е. принимаем ток срабатывания защиты равным 79,348 А.

Проверим чувствительность защиты в основной зоне

Произведём расчёт защиты для вводного выключателя 10 кВ:

- по условию отстройки от токов самозапуска

- по условию согласования с защитой секционного выключателя

Принимаем наибольшее из значений, т. е. принимаем ток срабатывания защиты равным 323,122 А.

Проверим чувствительность защиты в основной зоне

Произведём расчёт уставки МТЗ трансформатора:

- расчётный режим по отстройке от тока самозапуска – подача напряжения на трансформатор, питающий одновременно обе секции (ремонтный режим подстанции):

- по условию согласования с защитой ввода 10 кВ с учётом изменения коэффициента трансформации

Принимаем наибольшее из значений, т. е. принимаем ток срабатывания защиты равным 91,435 А.

Проверка чувствительности защиты трансформатора производиться по минимальному току КЗ на шинах 10 кВ, приведенному к стороне ВН при максимально реально возможном коэффициенте трансформации за счёт РПН.

Учитывая, что трансформаторы тока на стороне ВН соединены в звезду, то коэффициент чувствительности составит

Защита от перегрузки трансформаторов

Ток срабатывания защиты от перегрузки, действующей на сигнал или на отключение (частичную разгрузку) на подстанциях без обслуживающего персонала определяется по следующей формуле:

(6.4)

где К_н – коэффициент надёжности, принимается равным 1,1;

I_ном – номинальный ток трансформатора, А;

К_В – коэффициент возврата.

где

Газовая защита

Все трансформаторы мощностью 1000 кВ∙А и более имеют газовую защиту, которая реагирует на все виды внутренних повреждений трансформатора, а так же действует при утечке масла из бака.

При КЗ в трансформаторе разлагаются масло и изоляционные материалы. Образующиеся газы устремляются в расширитель. Интенсивное газовыделение вызывает движение масла и приводит в действие газовое реле, которое устанавливается на патрубке, соединяющем бак трансформатора с расширителем.

После ремонта трансформатора, доливки масла, а также при включении в работу нового трансформатора газовая защита должна включаться (на 2 – 3 дня) с действием только на сигнал. В противном случае выделяющийся из масла воздух может вызвать ложное отключение трансформатора.

Газовая защита – единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака трансформатора. При утечке масла опускается нижний поплавок (чашка), защита срабатывает и отключает трансформатор от сети. Газовая защита не действует при КЗ на выводах трансформатора, поэтому она дополняется дифференциальной защитой или токовой отсечкой (на трансформаторах небольшой мощности).

Защита отходящих линий

Проектом предусматривается установка микропроцессорного терминала типа МР741, включающего в себя следующие функции:

- максимальная токовая защита с ускорением при включении выключателя;

- токовая отсечка;

- защита обратной мощности;

- защита от замыкания на землю;

- управление и автоматика выключателя с контролем всех его параметров;

- функцию УРОВ;

- блокировка ЛЗШ при повреждении на вводах и СВ-10кВ на время от пуска защит линии до действия защит на отключение выключателя линии;

- аппаратный контроль протекания тока через выключатель;

- контроль частоты;

- логика включения и отключения от индивидуального АЧР и ЧАПВ (терминал должен вырабатывать команду на отключение выключателя линии при понижении частоты и (или) скорости уменьшения частоты в энергосистеме и включать в себя две ступени; срабатывание терминала по частоте должно блокироваться защитой обратной мощности);

- функцию аварийного регистратора и осциллографа.

Расчёт максимальной токовой защиты (МТЗ) производиться в следующей последовательности:

- выбирается ток срабатывания реле (уставка);

- проверяется чувствительность защиты к токам КЗ;

- выбирается по условию селективности время срабатывания защиты.

Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах (первичных) по трём условиям:

1) несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок, т. е. после отключения КЗ на предыдущем элементе;

2) согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;

3) обеспечение достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:

, (6.5)

где I_сз – первичный ток срабатывания МТЗ, А;

К_н – коэффициент надёжности несрабатывания защиты, учитывающий погрешность и необходимый запас, для цифровых реле К_н=1,05-1,1 [12];

К_в – коэффициент возврата максимальных реле тока, К_в=0,96 [12];

К_сзп – коэффициент самозапуска нагрузки;

I_раб.max – максимальный рабочий ток, А.

При расчете тока срабатывания МТЗ по первому условию коэффициент самозапуска нагрузки принимается произвольно в диапазоне значений от 1,8 до 2,3 [12]. Исключение составляют линии, питающие электродвигатели выше

1кВ. В этом случае МТЗ должна быть отстроена от пускового тока двигателя, который для мощных двигателей определяется с учетом сопротивления питающей сети и сверхпереходного сопротивления заторможенного двигателя.

Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента определяется с учетом его допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов с первичным напряжением 6 (10) кВ мощностью до 630 кВ×А допускается перегрузка до 1,6 – 1,8 номинального тока, для трансформаторов 110 кВ до 1,4 – 1,6 [12].

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

, (6.6)

где К_н.с. – коэффициент надёжности согласования, для цифровых реле К_н.с =1,1 [12];

I_{с.з.пред.} – наибольшее значение тока срабатывания максимальных то-ковых защит предыдущих элементов, с которыми производится согласование;

ΣI’_раб.max – арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов, за исключением того элемента, с защитой которого производиться согласование.

За расчётный ток срабатывания защиты принимается значение наибольшего тока из условий 1 и 2.

Для выполнения третьего условия необходимо знать значение токов КЗ в конце защищаемого элемента (IK2) и в конце зоны резервирования (IK1). Определение коэффициентов чувствительности защиты производят по выражениям:

(6.7)

(6.8)

где К_ч.о, К_ч.р – коэффициенты чувствительности защиты соответственно в основной и резервной зонах;

_, – минимальные (обычно двухфазные) токи коротких замыканий.

Согласно ТКП [1], должны выполняться условия:

Минимальное время срабатывания МТЗ выбирается на ступень селективности больше, чем токовая отсечка. Однако при этом должна быть проверена селективность МТЗ с предыдущей ступенью МТЗ.

Расчёт МТЗ отходящих линий рассмотрим на примере фидера 1749.

Предварительно определим ток, протекающий по фидеру

Определим ток срабатывания защиты по формуле (6.5):

В определении тока срабатывания защиты по выражению (7.6) в данном случае нет необходимости, поскольку защита на фидере 1749 первая и её нет необходимости отстраивать от предыдущих защит.

Таким образом принимаем ток срабатывания защиты фидера 1811 равным 80,45 А.

Проверим по формуле (7.7) чувствительность защиты в основной зоне. Поскольку у нас нет токов КЗ в конце линий, то чувствительность будем проверять по току КЗ в начале линии, поскольку протяжённость линий не большая и ток КЗ в конце линии и в начале линии сильно отличаться не будут.

Чувствительность в зоне резервирования мы не проверяем, поскольку у нас нет зоны, которую резервирует данная защита.

Аналогично выбираем максимальную токовую защиту и для остальных фидеров, результаты расчётов приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Результаты выбора МТЗ отходящих линий

Номер фидера	Максимальный рабочий ток, А	Ток срабатывания защиты, А	Коэффициент чувствительности в основной зоне
		57,76	4,86
		80,45	3,49
		53,64	5,23
		22,69	12,38
		59,81	4,69
		66,01	4,25

Защита от перегрузки линии

Ток срабатывания защиты от перегрузки, действующей на сигнал или на отключение (частичную разгрузку) на подстанциях без обслуживающего персонала определяется по следующей формуле:

(6.9)

где К_н – коэффициент надёжности, принимается равным 1,1;

I_ном – номинальный ток трансформатора, А;

К_В – коэффициент возврата.

Расчёт защиты от перегрузке отходящих линий рассмотрим на примере фидера 1749.

Аналогично выбираем защиту от перегрузок и для остальных фидеров, результаты расчётов приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Результаты выбора защиты от перегрузки отходящих линий

Номер фидера	Максимальный рабочий ток, А	Ток срабатывания защиты, А
		32,08
		44,69
		29,79
		12,61
		33,23
		36,67

6.3 Разработка схемы оперативных цепей защиты силового трансформатора

В качестве защиты трансформатора применяется защита фирмы ВНИИР два комплекса защит типа RET670 и REF543, схема токовых и оперативных цепей которой представлена в гра­фической части лист №6. Данное цифровое устройство выполняет функции за­щиты трансформатора и управления выключателя 110 кВ и 35 кВ питающего трансфор­матор.

В качестве измерительных органов служат трансформаторы тока ТА1, ТА2, ТА3 на стороне 110 кВ и 35 кВ и ТА7, ТА8, ТА9 на стороне 10 кВ, вторичные обмотки которых подключенные к соответствующим аналого­вым токовым входам МР741.

Питание схемы управления выключателем и блока защиты осуществляется от постоянного оперативного тока через автоматические выключатели SF1, SF2, SF3. Отключение трансформатора производится в соответствии с внутренней ло­гикой собственных защит, а также предусмотрено дополнительное отключение от внешних защит, подключенных к дискретным входам, таких как УРОВ выключа­теля стороны 10 кВ, дуговой и газовой защит трансформатора. В схеме предусмотрен ввод/вывод дифференциальной защиты режимным ключом SА1.

Для контроля за состоянием защит предусмотрена схема сигнализации, питание которой осуществляется по цепям постоянного оперативного тока образованных в схеме центральной сигнализации. По цепям сигнализации запитаны свето-сигнализатор индицирующий работу и неисправности защит, а также положение питающего выключателя.

Выводы

В данном разделе был произведён расчёт силовых трансформаторов и защит отходящих линий подстанции. Все защиты выполняем на основе микропроцессорных терминалов.

Принимаем к установке для защиты трансформатора: два комплекса защит типа RET670 и REF543, а независимая МТЗ трансформатора типа ПУМА 3431; для защиты отходящих линий – микропроцессорный терминал типа МР741, т.к. данные виды защит удовлетворяют всем требованиям защиты.

Поскольку для расчёта токовой отсечки отходящих линий необходимо определить ток КЗ в конце линий, что в нашем случае не возможно, поскольку не известна длина отходящих линий, то для защиты отходящих линий применяем только максимальную токовую защиту.

Для защит от повреждений трансформатора произвели расчёт дифферен-циальной защиты, защиты от перегрузки и максимальной токовой защиты.