Защита трансформаторов т3, т4

Трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 0,63 МВ∙А включительно подключаются к электрической сети через предохранители. Предохранители для трансформаторов выбираются по следующим условиям:

1. Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению сети.

2. Номинальный ток предохранителя должен быть больше максимального рабочего тока трансформатора.

3. Номинальный ток отключения должен быть больше максимального тока КЗ в месте установки предохранителя.

4. Предохранитель не должен срабатывать при бросках тока намагничивания при подключении трансформатора к питающей сети в режиме холостого хода.

Максимальные рабочие токи трансформаторов выбираются с учётом допустимой перегрузки:

(2.1)

(2.2)

Здесь k_пер – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов (для большинства трансформаторов допускается перегрузка до 40% номинальной мощности, поэтому примем k_пер = 1,4) [2].

Номинальные токи трансформаторов Т3 и Т4 определены в Задании 1:

I_{ном Т3} = 36,4 А; I_{ном Т4} = 23,1 А .

Подставив значения k_пер и номинальных токов трансформаторов в (2.1) и (2.2), получим:

I_{раб max Т3} = 50,9 А; I_{раб max Т4} = 32,3 А.

Для отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора при работе в режиме холостого хода номинальный ток плавкой вставки должен быть в 1,5÷2 раза больше номинального тока трансформатора [2].

Для вставки F1 трансформатора Т3 I_{вс F1 ном} ≥ 2∙ I_{ном Т3} ≥ 2∙36,4 = 72,8 А.

Для вставки F2 трансформатора Т4 I_{вс F2 ном} ≥ 2∙ I_{ном Т4} ≥ 2∙23,1 = 46,2 А.

Учитывая это, для трансформатора Т3 выбираем из Приложения 4 предохранитель ПКТ-10 напряжением 10 кВ с номинальным током плавкой вставки 80 А, а для трансформатора Т4 – ПКТ-10 с номинальным током плавкой вставки 50 А.

Максимальные токи КЗ в местах установки предохранителей не превышают 1,3 кА , выбираем предохранитель с номинальным током отключения 20 кА.

2.2 Защита магистральной линии W4

В соответствиями с рекомендациями ПУЭ [7] для выявления междуфазных замыканий на магистральной линии 10 кВ W4 – W5 в начале линии на подстанции №2 устанавливается ступенчатая токовая защита, выполненная на основе реле типа РТ-40. Первая ступень – селективная токовая отсечка без выдержки времени, а другая – МТЗ.

Выбирается ток срабатывания первой ступени защиты (селективной токовой отсечки) из двух условий.

По условию отстройки от токов КЗ в конце первого участка магистральной линии W4 в месте присоединения Т3:

(2.3)

где k_н – коэффициент надежности, учитывающий тип реле, для реле РТ-40 k_н = (1,2÷1,3). Подставив значения k_н и тока в (2.3), получим значение тока срабатывания первой ступени защиты линии W4:

По условию отстройки от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, присоединённых к линии W4-W5 :

Принимаем большее значение тока срабатывания, полученное по первому условию, т.е. I_{сз W4-1}= 1560 А.

Для оценки протяженности зоны, контролируемой первой ступенью защиты, строится график зависимости токов КЗ от расстояния до места КЗ (рис. 2.1). На этот график наносится прямая тока срабатывания первой ступени.

Зона действия ТО

ТО

Iк(3)

Iк(2)

Iк , кА

l км ,км

W4

W5

Рис. 2.1. Определение зоны действия токовой отсечки защиты линии W4.

Зона, контролируемая первой ступенью защиты, составляет 55% длины линии W4 и 37% суммарной длины магистральной линии W4÷W5. Учитывая удаленность этой линии от источника питания и небольшие значения токов КЗ, можно считать первую ступень защиты достаточно эффективной. Данную защиту можно выполнить двухступенчатой.

Выбирается уставка следующей ступени защиты – МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ выбирается по условию отстройки от максимального рабочего тока в линии W4:

, (2.4)

где k_н – коэффициент надежности (k_н = 1,2); k_в – коэффициент возврата

(k_в = 0,85); k_сзп – коэффициент самозапуска для нагрузок линии W4, примем k_сзп = 1,2; I_{раб max W4} – максимальный рабочий ток в линии W4

(I_{раб max W4} = 83,3 А).

Подставив значения параметров в (2.4), получим:

Выдержка времени срабатывания МТЗ определяется по условию согласования с предохранителями. По справочным данным (Приложение 4) строятся расчетные характеристики предохранителей (смещённые по оси токов вправо на 20%), выбранных для трансформаторов Т3-Т4 (рис.2.2).

При предварительно выбранном токе срабатывания МТЗ (141 А) время срабатывания защиты должно быть чрезмерно большим, чтобы обеспечивалась селективность действия защиты и предохранителей. Для их согласования необходимо увеличить ток срабатывания МТЗ. Выберем ток срабатывания МТЗ по условию обеспечения минимальной чувствительности в режиме основного действия:

При токе 480 А, равном току срабатывания МТЗ, протекающему через предохранитель F1, время срабатывания этого предохранителя составляет 0,8 с. Выберем время срабатывания МТЗ на ступень селективности больше времени срабатывания предохранителя F1:

Оценивается чувствительность защиты. Для первой ступени показателем чувствительности является протяженность контролируемой зоны. Протяженность зоны действия мгновенной токовой отсечки линии W4 составляет 37% длины магистральной линии, что позволяет считать первую ступень защиты достаточно чувствительной.

Коэффициент чувствительности второй ступени защиты в режиме основного действия уже определен и составляет k_ч=1,5.

Чувствительность МТЗ в режиме резервного действия оценивается по минимальному току КЗ при повреждении за трансформаторомТ4 (точка К9):

Коэффициент чувствительности в режиме основного действия имеет приемлемое значение, а в режиме резервного действия меньше 1, т.е. защита, установленная в начале магистральной линии не может выполнять функции резервной защиты трансформаторов Т3, Т4.

В этих условиях для резервирования основных защит трансформаторов Т3, Т4 (предохранителей) необходимо применение специальной резервной защиты или изменение параметров электрической сети. Однако реально допускается эксплуатация подобных электрических сетей без резервирования защит.

0,4

0,3

0,2

0,1

0,8

1,0

0,5

5,0

4,0

3,0

2,0

10,0

8,0

МТЗ линии W4

F2

F1

Iсз, А

tсз, с

Рис. 2.2. Согласование защиты линии W4 с защитами трансформаторов

Т3, Т4 (предохранители F1, F2).

2.3 Защиты, устанавливаемые на трансформаторе Т1

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах 35/10 кВ мощностью 10000 кВА должны быть установлены следующие защиты: 1. Газовая защита для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и понижением уровня масла.

2. Продольная дифференциальная токовая защита для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах.

3. Максимальная токовая защита для выявления внешних КЗ.

4. Максимальная токовая защита для выявления перегрузок.

Выбирается газовая защита на основе реле типа РГЧ3-66, уставленного заводом-изготовителем трансформатора. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты.

Определяются величины, необходимые для выбора уставок дифференциальной защиты, устанавливаемой на трансформаторе Т1 (таблица 2.1).

Таблица 2.1

Наименование величины	Численное значение величины
Максимальный сквозной ток при трехфазном КЗ за трансформатором (на границе зоны действия дифференциальной защиты с внешней стороны), приведенный к стороне 10 кВ (НН) , кА	4,52
Максимальный сквозной ток при трехфазном КЗ за трансформатором (на границе зоны действия дифференциальной защиты с внешней стороны), приведенный к стороне 35 кВ (ВН) , кА
Минимальный ток при двухфазном КЗ за трансформатором (на границе зоны действия дифференциальной защиты с внутренней стороны), приведенный к стороне 10 кВ (НН) , кА	3,40
Минимальный ток при двухфазном КЗ за трансформатором (на границе зоны действия дифференциальной защиты с внутренней стороны), приведенный к стороне 35 кВ (ВН) , кА

Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Наименование величины	Численное значение для стороны
	35 кВ	10 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора I1ВН , I1НН, А
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока kТТ ВН, kТТ НН
Схема соединения трансформаторов тока	D	U
Коэффициент схемы kсх ВН, kсх НН
Вторичные токи в плечах защиты I2ВН , I2НН, А

Проверяется возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40.

Определяется первичный ток небаланса:

. (2.5)

Здесь k_апер – коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (k_апер=2 для дифференциальной токовой отсечки); k_одн – коэффициент однотипности (k_одн=1); ε - максимальная допустимая погрешность трансформаторов тока (ε = 0,1); ΔU_рег- диапазон регулирования коэффициента трансформатора; Δf_выр – относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты ( ).

Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенного к стороне 10 кВ:

Определяется значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

I_сз= k_з· I_нб = 1,3 ·1482=1927 А.

По условию отстройки от броска тока намагничивания:

I_сз= (3 ÷ 4)· I_1НН = (1732 ÷2309) А.

Выбрано значение I_сз=2309 А.

Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

,

где - ток в реле на стороне 10 кВ, соответствующий минимально возможному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; - ток срабатывания реле.

Как видно, значение коэффициента чувствительности меньше допустимого (k_ч < 2). Поэтому простая токовая дифференциальная отсечка не может быть использована.

Проверяется возможность использования дифференциальной защиты с насыщающимися промежуточными трансформаторами без торможения (на основе реле РНТ 565).

Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенное к стороне 35 кВ (при предварительных расчетах принимается Δf_выр = 0):

I_нб = (1·1·0,1+0,12)·1280=282 А.

Здесь значение k_апер =1, так как в реле РНТ-565 влияние апериодических составляющих в первичном токе небаланса значительно снижено за счет насыщающихся промежуточных трансформаторов тока.

Значение первичного тока срабатывания защиты (приведенное к стороне 35 кВ) по условию отстройки от тока небаланса:

I_сз = 1,3·282=367 А.

По условию отстройки от броска тока намагничивания при включении:

I_сз= k₀· I_1ВН = 1,3 ·165=215 А.

Здесь k₀ – коэффициент отстройки защиты от броска намагничивания (при выполнении защиты на реле РНТ-565 принимается равным 1,3 [3].

Оба условия будут выполнены, если принять: I_сз = 367 А.

Проверяется чувствительность. Коэффициент чувствительности:

Здесь - ток срабатывания реле на стороне ВН 35 кВ; - ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать.

Требования по чувствительности при предварительных данных выполняются.

Определяется число витков обмоток реле (смотри таблицу 2.3).

Плечо защиты с большим вторичным током (сторона 10 кВ) можно принять за основную сторону и подключить к рабочей (дифференциальной) обмотке реле. Однако подключение может быть произведено и только к уравнительным обмоткам реле (рисунок 2.3).

Таблица 2.3

Величина	Численное значение
Предварительное значение тока срабатывания на стороне ВН IсрВН	7,9 А
Расчетное число витков обмотки реле на стороне ВН , где Fср=100 А – МДС срабатывания реле серии РНТ-560
Выбранное (ближайшее меньшее) число витков WВН
Ток срабатывания реле с учетом выбранного числа витков
Первичный ток срабатывания защиты на стороне ВН
Первичный ток срабатывания защиты, приведенный к стороне НН IсзНН
Расчетное число витков обмотки реле на стороне НН
Выбранное (ближайшее целое) число витков WНН	12 витков
Составляющая тока небаланса от неточного выравнивания МДС обмоток дифференциального реле
Ток небаланса с учетом третьей составляющей IНБ	282 + 10,7 = 292,7 А
Ток срабатывания защиты на стороне ВН с учетом уточненного значения тока небаланса IсзВН	1,3×292,7=382,6 А
Ток срабатывания реле при уточненном значении тока небаланса
Минимальное значение коэффициента чувствительности при уточненных параметрах

Рис. 2.3. Схема соединения обмоток трансформаторов тока и

первичных обмоток реле РНТ-565

Чувствительность дифференциальной защиты можно повысить, если ее выполнить с торможением на реле ДЗТ-11.

Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 35 кВ, без учета третьей составляющей тока небаланса, обусловленной неточностью выравнивания МДС плеч защиты:

. (2.6)

I_нб = (1·1·0,1+0,12)·1280=282 А.

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания при минимальном коэффициенте трансформации силового трансформатора, соответствующему крайнему положению регулятора:

I_сзВН = 1,5 · I_1ВН. (2.7)

Определяется числа витков обмоток реле ДЗТ (таблица 2.4).

Схема включения обмоток реле показана на рисунке 2.4.

Таблица 2.4

Величина	Численное значение
Ток срабатывания реле на стороне ВН Iср ВН
Расчетное число витков обмотки реле на стороне ВН WВН расч
Выбранное (ближайшее целое) число витков WВН
Ток срабатывания реле с учетом принятого числа витков I ВН
Ток срабатывания защиты на стороне ВН Iсз ВН
Ток срабатывания защиты, приведенный на стороне НН Iсз НН
Расчетное число витков обмотки реле на стороне НН WНН расч
Выбирается (ближайшее целое) число витков WНН
Третья составляющая тока небаланса
Ток небаланса с учетом третьей составляющей IНБ	282+16,2=298,2А
Выбирается число витков уравнительной обмотки на стороне НН WУР1 = WНН
Выбирается число витков уравнительной обмотки на стороне НН WУР2 = WВН
Абсолютная погрешность выравнивания МДС обмоток в плечах защиты ΔF

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ, необходимое для того, чтобы реле не срабатывало при максимальном сквозном токе. Тормозная обмотка включается в плечо защиты на стороне НН 10 кВ.

Расчетное число витков тормозной обмотки:

.

Здесь Ι_нб – ток небаланса, приведенный к стороне ВН 35 кВ с использованием минимального коэффициента трансформации силового трансформатора:

W_р – расчетное число витков рабочей обмотки в плече защиты, где включена тормозная обмотка (W_р = 17); tgα = тангенс угла наклона к оси абцисс касательной, приведенной из начала координат к тормозной характеристике реле (для реле ДЗТ-11 tgα = 0,87); k_з – коэффициент запаса (можно принять равным 1,5).

Выбирается W_Т = 5 (в тормозной обмотке реле ДЗТ-11 может быть установлено только следующее количество витков: 1,3,5,7,9,11,13,18,24).

Рис. 2.3. Схема соединения обмоток трансформаторов тока и

первичных обмоток реле ДЗТ-11

Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

Здесь =20,9 А – ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; - ток срабатывания реле.

Как видно, k_ч> 2, и можно констатировать, что дифференциальная защита трансформатора Т1 на основе реле ДЗТ-11 удовлетворяет требованиям по чувствительности и чувствительность ее выше, чем на реле РНТ-565.

Принимаем время срабатывания дифференциальной защиты

t_{сзд Т1} = 0,1 с.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора Т1 для выявления внешних КЗ определяется по условиям отстройки от токов в максимальных рабочих режимах и от токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме в обмотках трансформатора Т1. По первому условию:

; (2.8)

где - максимальный рабочий ток в обмотке ВН трансформатора.

Здесь k_пер – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (можно принять k_пер = 1,4).

Для определения тока срабатывания МТЗ по второму условию необходимо рассмотреть два варианта возникновения тока самозапуска.

1. Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т1 возникает в послеаварийном режиме после отключения защитой линии W4 и восстановления напряжения на шинах 10 кВ подстанции.

Ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора:

Здесь и – коэффициент самозапуска и мощность нагрузки Н1;

и – коэффициент самозапуска и мощность нагрузки Н2.

Ток срабатывания МТЗ по второму условию при этом варианте составляет:

2. Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т1 возникает после отключения головной линии W2, последующего ее включения устройством АПВ на подстанции№1 и восстановления питания на шинах 35 кВ подстанции №2.

При этом ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора:

Здесь I_{сзап W4} – ток самозапуска в линии W4.

где и - максимальная мощность, передаваемая по линии W4 (сумма номинальных мощностей трансформаторов Т3 и Т4), и общий коэффициент самозапуска для нагрузок этой линии (принимаем

).

Ток срабатывания МТЗ по второму условию при втором варианте составляет:

Выбираем наибольший ток срабатывания из двух условий I_{сз Т1} = 336 А.

Кроме того, МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами, установленными на лини W4 и на линиях, отходящих к нагрузках Н1 и Н2 по току и по времени:

(2.9)

Здесь k₀ – коэффициент отстройки (k₀=1,1); Δt – ступень селективности (Δt = 0,5 с).

По условию согласования тока срабатывания:

С учетом этого условия выбираются:

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

Требование по чувствительности выполняется.

Выбираются параметры максимальной токовой защиты трансформатора Т1 от перегрузки.

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита:

где k_з – коэффициент запаса (принимается равным 1,05).

Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ от внешних КЗ):

t_{сзп Т1} = t_{сз Т1} = 1,8 с.