Защиты понижающих трансформаторов 110-220 кВ

Содержание

1. Общие положения

2. Защиты понижающих трансформаторов 110-220 кВ

2.1. Общие положения

2.2. Особенности расчета токов КЗ для выбора установок защит трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения (РПН)

2.3. Пример расчета токов КЗ с учетом РПН трансформатора

2.4. Газовая защита

2.5. Токовая отсечка

2.5.1. Общие положения

2.5.2 Расчет установок токовой отсечки

2.6. Продольная дифференциальная токовая отсечка

Общие положения

2.6.1. Дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ-11

2.6.2. Порядок расчета защиты на реле ДЗТ-11

2.6.3. Пример расчета дифференциальной токовой защиты трансформатора на реле ДЗТ-11

2.6.3.1 Расчет дифференциальной защиты двухобмоточного понижающего трансформатора с расщеплённой обмоткой

2.6.3.2. Расчет дифференциальной защиты трехобмоточного трансформатора

2.6.4. Дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ-21

2.6.5. Порядок расчета защиты на реле ДЗТ-21

2.6.6. Пример расчета дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора на реле ДЗТ-21

2.7 Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению

Общие положения

2.7.1 Порядок расчета уставок максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

2.7.2 Порядок расчёта ТКЗ за кабельной линией

2.7.3. Пример расчёта максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

2.8 Максимальная токовая защита от перегрузки. Общие положения

2.8.1. Порядок расчета максимальной токовой защиты от перегрузки

2.8.2. Пример расчёта максимальной токовой защиты от перегрузки

2.9 Токовая ненаправленная защита нулевой последовательности

Общие положения

2.9.1. Порядок расчета токовой ненаправленной защиты нулевой последовательности

2.9.2 Пример расчёта токовой ненаправленной защиты нулевой последовательности

3. Защиты повышающих трансформаторов

4. Защиты трансформаторов собственных нужд

4.1. Общие положения

4.2. Релейная защита трансформаторов питающих РУСН 6 кВ, мощностью 25-63 МВА

4.2.1. Защита работающего ТСН

4.2.1.1. Порядок расчёта дифференциальной защиты на стороне НН

4.2.1.2. Порядок расчёта дифференциальной защиты на стороне ВН

4.2.1.3. Порядок расчёта защиты от перегрузки

4.2.1.4. Дуговая защита

4.2.1.5. Устройство тушения пожара

4.2.1.6. Пример расчёта защит работающего ТСН

4.2.2. Защита резервного ТСН

4.2.2.2. Порядок расчёта дифференциальной защиты со стороны НН

4.2.2.3. Порядок расчёта дифференциальной защиты со стороны ВН

4.2.2.4. Порядок расчёта дифференциальной защиты магистрали резервного питания

4.2.2.5. Защита от перегрузки

4.2.2.6. Дуговая защита

4.2.2.7. Пример расчёта защит резервного ТСН

1. Общие положения

1.1 Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключенияКЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения элемента.

1.2. На каждом трансформаторе должна быть предусмотрена основная быстродействующая защита

1.3. Для действия при отказах защит или выключателей следует предусматривать резервную защиту.

При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем трансформаторе. При этом основная и резервная защиты должны питаться от разных вторичных обмоток трансформаторов тока.

1.4. При работе защит должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты чувствительности:

1.4.1. Дифференциальная защита трансформаторов – больше или меньше равна 2,0

1.4.2 Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения для органов тока и напряжения – больше или равен 1,5.

1.4.3. Токовые отсечки без выдержки времени при кз вместе установки защиты – больше или равен 2,0

1.5. В сетях глухо заземленной нейтралью должен быть выбран исходя их условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т.е. размещений трансформаторов с заземлённой нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы.

1.6. Выбор защит

1.6.1. Защита трансформаторов подразделяется на 2 основные группы:

1. Защита от внутренних повреждений.

2. защита от сверхтоков при внешних КЗ и перегрузках.

В зависимости от режима работы и эксплуатации трансформаторов релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или отключение.

1.6.2. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1. от всех видов повреждений в обмотках и на выводах – продольная дифференциальная защита без выдержек времени.

2. повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла – газовая защита;

3. токов в обмотках, обусловленным внешним КЗ – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения;

4. токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита с действием на сигнал;

5. внешних замыканий на землю со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю – токовая защита нулевой последовательности (на повышающих трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием);

6. Частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ – устройства контроля изоляции вводов (КИВ) 500 кВ с действием на сигнал;

7. Однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных КЗ на землю необходимо по требованиям безопасности – токовая направленная защита нулевой последовательности.

Защиты понижающих трансформаторов 110-220 кВ

2.1. Общие положения.

Виды защит трансформатора зависят от следующих условий:

1. Вид повреждения или ненормального режима.

2. Режим работы трансформаторов на подстанции.

3. Тип защищаемого трансформатора.

4. Количество сторон питания трехобмоточного трансформатора.

5. Заземление обмоток трансформатора.

Вид защит и их размещения показаны:

- на рис. 2.1. «Защиты двухобмоточного понижающего трансформатора»;

- на рис 2.2. «Защиты двухобмоточного понижающего трансформатора с расщеплённой обмоткой низшего напряжения»;

- на рис 2.3. «Защиты трехобмоточного понижающего трансформатора с односторонним питанием»;

- на рис 2.4. «Защиты трехобмоточного понижающего трансформатора с двухсторонним питанием».

Таблица 2.1.

2.2. Особенности расчетов токов кз для выбора установок защит трансформаторов с большим диапазоном регулировки напряжения (РПН).

На современных трансформаторах распределительных сетей 35кВ и выше устанавливаются автоматические регуляторы напряжения, имеющие целью поддержать на шинах низшего напряжения трансформатора номинального напряжения при эксплуатационных изменениях напряжениях напряжения на стороне высшего напряжения.

Это достигается регулированием коэффициента трансформации трансформатора с помощью изменения напряжения, чаще всего ВН. Исключение составляют трансформаторы 110 кВ мощностью 2,5 МВА, у которых устройства РПН на стороне НН.

При изменении напряжения регулируемой стороны ВН обратно пропорционально ему изменяется ток на этой стороне, но при использовании всех отрицательных ответвлений обмотки РПН с номинальными напряжениями -5% и ниже номинальной ток не должен превышать 1,05 номинального тока стороны ВН.

При регулировании напряжения на стороне ВН изменяется и сопротивление трансформатора, отнесённого к стороне ВН(Хтр). Характер этого изменения зависит от конструктивной особенности трансформатора. Для понижающих трансформаторов 110 кВ при уменьшении коэффициента трансформации (-ΔUрпн) сопротивление Хтр уменьшается по сравнению со средним его значением,а при увеличении коэффициента трансформации (+ΔUрпн) – увеличивается.

Крайнему «минусовому» ответвлению регулируемой обмотки (-ΔUрпн) соответствует минимальное напряжение кз U_kmin, а крайнему «плюсовому» ответвлению – U_kmax.
Для двухобмоточных трансформаторов 110 и 35 кВ сопротивления, отнесенные к стороне ВН, определяются по выражениям:

х_тр_.min= =

Где - напряжение на стороне ВН;

- номинальная мощность трансформатора;

= -половина полного суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора ( - в процентах)

Если оказывается больше максимального допустимого для данной сети, то следует принимать по табл. 2.2.

Таблица 2.2

Напряжение, кВ
Номинальное	Наибольшее	Среднее (для расчёта ткз)
35	40,5	37,0
110	126,0	115,0
150	172,0	154,0
220	252,0	230,0
330	373,0	330

Например, у трансформатора с коэффициентом трансформации (115±16%)/11 кВ по расчёту =115(1+0,16)=133,4 кВ, но согласно таблице =126 кВ. В этом случае

Очевидно, что большее различие в значениях Хтр вызывает и значительное различие в значениях I_kmax и I_kmin - токах, протекающих по регулируемой стороне ВН при кз за трансформатором.

Значение необходимо для расчёта дифференциальной защиты, проверки трансформаторов тока и др., значение необходимо для вычисления коэффициента чувствительности защиты.

Вычисления максимально возможного тока кз производится при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном ее режиме и сопротивлении .

Где - по табл 2.2.

Вычисление минимального тока кз производится при наибольшем сопротивлении питающей системы в минимальном ее режиме ( ) и наибольшем сопротивлении

= =

Где - не более по табл 2.2.

1. Для трехобмоточных трансформаторов в выражениях для определения , , необходимо вычислить приведенные к стороне ВН. В справочных данных приводится значения напряжения короткого замыкания между обмотками в зависимости от положения РПН

2.3 Пример расчёта токов кз с учетом РПН трансформатора

2.3.1 Для двухобмоточного трансформатора.

1. Данные для расчёта

Понижающий трансформатор ТДН -16000/110

Yo/Δ-11, Sном=16 МВА, N=115±9*1,78% кВ/11 кВ,

Ukср=10,5%; Ukmin=10% Ukmax =11%,

X_cmax=10 Ом, Х_с_min=20 Ом (сопротивления приведены к стороне 110 кВ)

2. Расчёт сопротивлений трансформатора

X _тр_min= =57 Ом

Ом;

3. Расчет токов кз

3.1. Максимальные значения

А;

3.2. Минимальные значения

А;

2.3.2 Для трехобмоточного трансформатора

1. Данные для расчёта

Понижающий трансформатор ТДТН-16000/115/38.5/11 Y₀/Y/Δ, Sном=16 МВА, N=115±16% /38.5±(2*2.5%) /11,

ВН-СН: Ukcp=10.5%; Ukmin=9.5%; Ukmax=11.69%

CH-HH: Ukcp=6.0%; Ukmin=6.0%; Ukmax=6.0%

BH-HH: Ukcp=17.0%; Ukmin=16.4%; Ukmax=18.5%

2. Расчёт напряжений короткого замыкания, приведенных к стороне ВН

3.Расчёт дальнейших параметров проводится аналогично расчётам для двухобмоточного трансформатора.

2.4 Газовая защита

2.4.1. Общие параметры

К характерным повреждениям маслонаполненного трансформатора относятся кз между обмотками (междуфазные), витковые замыкания одной фазы, «пожар» стали магнитопровода, утечка масла из бака, неисправности маслонаполненного контактора переключателя ответвлений устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и др.

Практически все повреждения внутри бака трансформатора сопровождаются выделением газа в результате разложения масла или других изоляционных материалов под действием газа в результате разложения масла или других изоляционных материалов под действием частичных электрических разрядов, повышенного нагрева, электрической дуги.

При кз происходит ускоренное протекание масла или его смеси с газои из бака трансформатора в расширитель. В процессе эксплуатации возможно также снижение уровня масла или выделение газа по разным причинам.

Нарушение нормальной работы контактора РПН может быть вызвано повреждением изоляции, ослабление пружин механизма, старением контактов, что ведет к замедлению и нечеткости переключения. Затянувшаяся дуга сопровождается ( с учетом небольшого объема масла в баке контакторов) бурным разложением масло. Струя масла в смеси с газом направляется из бака контактора в расширитель

Защита, реагирующая на указанные повреждения, называется «газовой». Это защита осуществляется с помощью газовых реле.

Газовых реле предназначены для защиты трансформаторов, имеющих расширитель, от повреждений внутри бака, при которых происходят выделения газа, снижение уровня масла или возникновение ускоренного потока масла из бака трансформатора в расширитель.

Струйные реле предназначены для защиты контакторов РПН трансформаторов от повреждений, сопровождающих возникновения ускоренного потока масла из бака контактора в расширитель.

При внутренних повреждениях в трансформаторе, даже самых незначительных, выделяют газообразные продукты разложения масла или органической изоляции, чем обеспечивается действие газовой защиты в самом начале возникновения повреждения. В некоторых случаях внутренних повреждений трансформаторов («пожар» стали, межвитковые замыкания) действует только газовая защита, а электрические защиты трансформатора не работают из-за недостаточной чувствительности.

Газовая защита предусматривается:

-для трансформаторов мощностью 6.3 МВА и более;

-для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более.

2.4.2 Выбор типа реле и его уставок.

При выборе типа газового и струйного реле необходимо учитывать;

-место установки реле (бак трансформатора или бак РПН);

-диаметр проходного отверстия присоединительного ФЛАНЦА;

-мощность и вид охлаждения трансформатора.

Выбор реле производить согласно таблицам 2.4.1., 2.4.2., 2.4.3.

Таблица 2.4.1. «типы и уставки реле»

Тип реле	Диаметр проходного отверстия	Форма фланца	Уставки реле по скорости потока масла, м/с
РГТ 50 BF 50/10	50	Круглый	0,65: 1,0;1,5
РГТ 80 BF80/Q	80	Квадратный	0,65: 1,0;1,5
РГЧЗ-66	80	Квадратный	0,6;0,9;1,2
РСТ 25,URF 25/10 RS-1000	25	Круглый	0,9;1,2;1,5;2,0;2,5

Таблица 2.4.2 «Уставки по скорости срабатывания газовых реле»

Мощность трансформатора, вид охлаждения	Уставка реле по скорости потока масла, м/с
Мощность трансформатора, вид охлаждения	РГТ 80, BF80/Q	РГЧЗ-66	РГТ 50, BF 50/10
До 40 МВА включительно, охлаждение М и Д	0,65	0,6	0,65
Боле 40 МВА, охлаждение Д	1,0	0,9	-
Независимо от мощности, охлаждение Ц и ДЦ	1,0	1,2	-

Таблица 2.4.3. «Уставки по скорости срабатывания реле контакторов РПН»

Типы устройств РПН	Номинальный ток, А	Уставки реле по скорости потока масла, м/с
Типы устройств РПН	Номинальный ток, А	РСТ 25,URF 25/10	BF80/Q	РГЧЗ-66	RS-1000
Однофазные РНОА	1000 и более	2,5	1,0	1,2	-
Трехфазные: SCV-1100 SDV-1250	1100 1250	2.5 2.5	- -	- -	- -
Другие типы, кроме серии РС	Менее 400	0,9	0,65	0,6	-
Все устройства серии РС	Все токи	0,9	-	-	0,9

Примечание

При проектировании устройств РЗ использовать газовые реле типа РГТ-50 и РГТ-80 (для защиты бака трансформатора) и РСТ 25 (для защиты бака РПН).

2.5. Токовая отсечка

2.5.1. Общие положения

Согласно [1] п.3.2.54 для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений на трансформаторах малой мощности (до 6.3 МВА), предусматривается токовая отсечка без выдержки времени.

Зона действия отсечки ограничена, он не действует при токовых замыканиях и замыканиях на землю в обмотке, работающей на сеть с малыми токами замыкания на землю.

Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется при помощи мгновенных токовых реле РТ-140 или электромагнитного элемента реле РТ-80(90), если реле этого типа использования максимального токовой защиты.

На трансформаторах в сети с глухозаземленнойнейтралью отсечка устанавливается в трех фазах, а в сети с изолированной нейтралью – в двух.

Взону действия отсечки входят ошиновка, выводы и часть обмотки трансформатора со стороны питания.

Отсечка должна отключить трансформатор со всех сторон, имеющих источник питания.

2.5.2 Расчет уставок токовой отсечки

1. первичный ток срабатывания защиты выбирается, исходя из двух условий:

1.1. отстройка от максимального тока кз при повреждении за трансформатором

где

Котс=1.25÷1,5 (последнее для реле типа РТ-80 и РТ-90) – коэффициент отстройки;

-максимальный ток трехфазного кз за трансформатором при минимальном сопротивлении защищаемого трансформатора.

1.2. отстройка от броска тока намагничивания

где

Котс=3÷5(последнее для реле типа РТ-80 иРТ-90) коэффициент отстройки;

-номинальный ток трансформатора со стороны источника питания.

За расчётное принимается большее из полученных значений

2. Вторичный ток срабатывания реле

где

Ксх=1 – коэффициент схемы полной (или неполной) звезды трансформатора тока;

Кi-коэффициент трансформации трансформатора тока

3. Чувствительность токовой отсечки

где

Ikmin-минимальный ток двухфазного кз за трансформатором.

2.6. Продольная дифференциальная токовая защита

Общие положения

1. Согласно [[1]п.3.2.54, п.3.2.21], для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах 6,3 МВА и более. Защита должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора

2. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, возникающих при включении трансформатора на холостой ход «толчком» и при восстановлении напряжения на нем после отключения кз в сети, и токов небаланса, возникающих при внешних кз.

3. Защита должна иметь коэффициент чувствительности не менее 2.0. Допускается снижение коэффициента чувствительности до 1.5 в следующих случаях:

- при кз на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 МВА;

-для кратковременных режимов работы;

-при кз за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты.

4. Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 МВА и более ток срабатывания защиты без учета торможения принимается менее номинального.

Такую чувствительность обеспечивает на реле ДЗТ-21 с

I_сз =(0,3-0,7)*I_ном

Для остальных трансформаторов мощностью 25 МВА и более ток срабатывания защиты без учета торможения рекомендуется принимать не более 1.5 Iном, что обеспечивает защита на реле ДЗТ-11

2.6.1. Дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ-11

1. Реле ДЗТ-11 с магнитным торможением обеспечивает отстройку как от бросков тока намагничивания, возникающих при включении трансформаторов под напряжение, так и от токов небаланса, возникающих при внешних кз.

2. Важнейшим преимуществом реле является:

-простота конструкции;

-наличие тормозной характеристики;

-относительно небольшая зависимость тока срабатывания реле от фазы тормозных токов;

-надежная отстройка от апериодической составляющей токов намагничивания;

-возможность выполнения реле с тремя и более тормозными обмотками (для РЗ многообмоточных трансформаторов).

3. Реле ДЗТ-11 имеет одну тормозную обмотку и устанавливается на понижающих двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторах.

Тормозную обмотку целесообразно присоединять:

- на двухобмоточных трансформаторах – к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения;

- на двухобмоточных трансформаторах с расщеплённой обмоткой – на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщеплённых обмоток;

- на трехобмоточных трансформаторах – на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжения;

- на автотрансформаторах – к трансформаторам тока, установленным на стороне среднего напряжения.

Использование тормозной обмотки дает возможность не отстраивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при таких внешних повреждениях, когда имеется торможение, поскольку не действие защиты в этих случаях обеспечивается торможением. Не действие защиты при таких токах КЗ обеспечивается с учетом характеристики срабатывания реле, соответствующий минимальному торможению (2.6.1., кривая 2)

Рис. 2.6.1.

1-характеристика срабатывания, соответствующая максимальному торможению;

2- характеристика срабатывания, соответствующая минимальному торможению.

Несрабатывание защиты будет обеспечиваться, если все точки, соответствующие возможным при внешнем кз отношением рабочей и тормозной МДС, будут лежать ниже этой характеристики.

4. Схемы внутренних соединений реле и примеры принципиальных схем его включения в защитах двух- и трехобмоточных трансформаторов показаны на рис 2.6.2 и 2.6.3.

Рис 2.6.3.

2.6.2. Порядок расчета защиты на реле ДЗТ-11

1. определяется первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора

где

Sном- номинальная мощность трансформатора;

Uном- номинальное напряжение обмотки той стороны трансформатора, для которой производится расчёт тока.

2. Определяется соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока К_Iи коэффициентов схемы Ксх

3. Выбирается сторона, к трансформаторам тока которой присоединяется тормозная обмотка (см. рекомендации 2.6.1. п.3.)

4. Определяется ориентировочное значение первичного минимального тока срабатывания защиты без учета составляющей тока небаланса по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение

где

Iном – номинальный ток, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления РПН и номинальной мощности трансформатора.

5. Выбирается сторона, принимаемая в расчете за основную.

За основную принимается сторона с наибольшим вторичным током (для трансформаторов с многосторонним питанием)

Для понижающих трансформаторов целесообразно вести расчёт по стороне ВН.

6. Определяется ток срабатывания реле на основной стороне

7. Определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной и других сторон

W_{осн расч}=

Fcp = 100А*в – минимальная магнитодвижущая сила срабатывания реле при отсутствие торможения.

По расчетному значению принимается за Wосн ближайшее меньшее целое количество витков.

W_1.расч = W_осн

W_2.расч = W_осн где

I _осн.в, I _1в, I _2в – вторичные токи в плечах защиты для основной и не основной стороны (см. п. 2.5.)

За W1 и W2 принимается ближайшее большее целое число витков.

8. Выбирается необходимое число витков тормозной обмотки НТ Т реле. Для этого рассматривается внешщнее трехфазное КЗ в максимальном режиме работы системы.

При включении тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений при параллельной работе трансформаторов, расчетным является кз на стороне НН.

где

Котс = 1.5 – коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас;

Wраб.расч – расчетное число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка (см. п.3);

tga = 0.75 – тангенс угла наклона касательной к характеристике реле, соответствующей минимальному торможению;

Iторм – тормозной ток, подводимый к реле; под током торможения должен приниматься результирующий ток в тормозной обмотке реле приведенной к расчётной стороне

где

I_тормНН, I_тормСН –первичный тормозной ток соответственно на сторонах низшего и среднего напряжений при рассматриваемом внешнем кз на стороне низшего напряжения, приведенный к расчетной стороне;

I_сн.в.,I_нн.в– вторичные токи в плечах защиты на сторонах среднего и низшего напряжений, соответствующие номинальной мощности трансформатора (см. п. 2)

I_{нб.расч} – первичный ток небаланса

где

-составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

-составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения;

-составляющая тока небаланса, обусловленная неравенством вторичных токов в плечах защиты.

I′_нб_._расч = к_перк_однɛI_kmax

I =

Где I_kmax–максимальный ток внешнего трехфазного кз;

Кпер=1 коэффициент, учитывающий переходный режим;

Кодн-коэффициент однотипности трансформаторов тока;

Кодн = 0.5 если трансформаторы тока однотипны и при рассматриваемом внешнем кз обтекаются мало отличающимися токами;

Кодн = 1 при разнотипных трансформаторах тока, а также при однотипных, не обтекаемых резко различными по величине токами.

ɛ =0.1 – относительное значение полной погрешности трансформаторов тока;

ΔUрег1,ΔUрег2 – относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые равными половине используемого диапазона регулирования на соответствующей стороне;

WIрасч, WIIрасч – расчетные числа витков обмоток НТТ реле для неосновных сторон (см. п.7)

WI, WII-принятые целые числа витков для соответствующих сторон;

KтокI, КтокII –коэффициенты токараспределения, равные отношению слагающих тока расчетного внешнего кз, проходящих на сторонах,, где используются соответственно числа витков WI и WII, к току на стороне, где рассматривается кз.

Примечание.

Формулы I"_{нб.расч} и I‴_{нб.расч} даны для трехобмоточного трансформатора. Для двухобмоточного трансформатора из суммы в скобках исключаются вторые члены.

По расчету, число витков тормозной обмотки принимается ближайшее большее целое число, которое можно установить на реле(см. рис. 2.6.2. и 2.6.3.)

9. Определяется чувствительность защиты при металлическом кз в защищаемой зоне при отсутствии торможения

Ikmin –ток кз между двумя фазами на стороне низшего напряжения в минимальном режиме работы системы; приведенный к стороне основного питания;

Icз – ток срабатывания защиты, приведенный к стороне основного питания;

-коэффициент схемы трансформатора тока на рассматриваемой стороне, который не зависит от вида повреждения, схемы соединения трансформатора тока и схемы соединения защищаемого трансформатора;

-коэффициент схемы для замыкания между тремя фазами для трансформаторов тока на рассматриваемой стороне. Значение коэффициентов см. табл. 2.6.1.

Таблица 2.6.1.

Вид кз	Место кз з	Значение			отношение
Вид кз	Место кз з	На стороне Y		На сторонеΔ	отношение
Между тремя фазами нагрузочный режим	На стороне Y и Δ		1		1
Между двумя фазами	На стороне Y На стороне Δ	2(1)	1		1
Одной фазы на землю	На стороне Y	1

10. Определяется чувствительность защиты кз в защищаемой стороне, когда имеется торможение.

Рассматривается кз между двумя фазами на стороне низшего напряжения в минимальном режиме работы системы

Где

F_раб=ΣI_раб._n∙W_раб._n

- рабочая МДС НТТ с числом витков Wрабn

Fраб ср – рабочая МДС срабатывания реле, соответствующая максимальному торможению

Fраб ср определяется следующим образом:

-определяется тормозная МДС НТТ при рассматриваемом

F_торм=I_торм∙W_торм

Где Iторм и Wторм – см.п.8

-на плоскость Fраб=f(Fторм) наносится точка, соответствующая пересечению определенных выше значений Fраб и Fторм (точка А);

-проводится прямая, соединяющая эту точку с началом координат, точка пересечения прямой с характеристикой срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, будет являться Fраб ср (см. рис. 2.6.4.)

Рис. 2.6.4.

2.6.3. Пример расчета дифференциальной токовой защиты трансформатора на реле ДЗТ-11

2.6.3.1 Расчет дифференциальной защиты двухобмоточного понижающего трансформатора с расщеплённой обмоткой

Технические данные трансформатора

1. Номинальные первичные токи на сторонах защищаемого трансформатора

2. Коэффициенты трансформации и схемы соединений трансформаторов тока согласно [13]

=300/5 ( ), = =1000/5 (Y)

(т.к. ток проходящий по каждой из сторон НН равен половине IномНН т.е. 688 А)

3. Вторичные токи в плечах защиты

4. за основную сторону принимаем сторону ВН, согласно п.5 р.2.6.2.

5. ток срабатывания реле на основной стороне для

6. Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны

=18 принято ближайшее меньшее число.

7. Число витков рабочей обмотки НТТ для неосновной стороны НН

=19 принято ближайшее большее число.

8. При выборе числа витков тормозной обмотки учитываем, что тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток.

9. Первичный расчётный ток небаланса

где Iторм = Ik1max

10. Число витков тормозной обмотки

Принимаем большее значение обмотки Wt=9-согласно рис. 2.6.2.

11. Чувствительность защиты при отсутствии торможения

Примечание

Коэффициент чувствительности с учетом торможения не проверяется, т.к. при внутреннем кз тормозная обмотка не обтекается током кз.

1.3. Схема подключения обмоток ДЗТ-11

2.6.3.2. Расчет дифференциальной защиты трехобмоточного трансформатора

1. Номинальные первичные токи на сторонах защищаемого трансформатора

2. Коэффициенты трансформации и схемы соединений трансформаторов тока согласно [13]

3. Вторичные токи в плечах защиты

4. за основную сторону принимаем сторону ВН, которая имеет больший предел регулирования.

5. ток срабатывания реле на основной стороне

6. Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны

=15 принято ближайшее меньшее число.

7. Число витков рабочей обмотки НТТ для неосновной стороны НН

=19 принято ближайшее большее число.

8. Число витков рабочей обмотки НТТ для основной стороны 10 В

=19 принято ближайшее большее число.

9. При выборе числа витков тормозной обмотки учитываем, что тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах низшего и среднего напряжений.

10.Результирующий ток в тормозной обмотке

11. Первичный расчётный ток небаланса

12. Число витков тормозной обмотки

Принимаем большее значение обмотки Wt=18-согласно рис. 2.6.3.

13. Чувствительность защиты при отсутствии торможения

14. Чувствительность защиты при наличии торможения

14.1 первичные токи в защите

14.2 вторичные токи, подводимые к рабочим обмоткам НТТ реле

14.3 рабочая МДС

14.4 тормозная МДС

14.5. Рабочая мдс срабатывания определяется по характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению (рис. 2.6.1)

Коэффициент чувствительности

1.5 как следует из приведенных расчетов, во всех рассмотренных случаях (как при отсутствии, так и при наличии торможения) защита обеспечивает необходимую чувствительность.

1.6 Схема подключения обмоток ДЗТ-11

2.7. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению.

Общие положения

1. Данный вид защиты предназначен для резервирования основных защит трансформаторов и резервирования отключения кз на шинах пониженного напряжения.

2. На двухобмоточных понижающих трансформаторах защита устанавливается со стороны ВН и НН (см.рис.2.7.1.)

2.1. Защит, устанавливаемая со стороны ВН, выполняется с двумя реле тока, соединенным в треугольник.

2.2. Защита,установленная со стороны НН, выполняется с двумя реле тока, соединенным в неполную звезду (для трансфарматоров с расщепленной обмоткой – в цепи каждого ответвления).

3. На трехобмоточныхтрансфарматорах защита устанавливается со всех сторон (см.рис.2.7.2)

3.1. Защита,установленная со стороны ВН трансфарматора с односторонним питанием, выполняется с тремя реле тока, присоединеннным к трансфарматорам тока, соединенным в треугольник.

3.2. Защита, установленная со стороны ВН трансфарматора с многосторонним питанием, выполняется с тремя реле тока, присоединенным к трансформаторам тока, соединенным в полную звезду.

3.3. Защита, установленная со стороны СН, выполняется с двумя реле тока, присоединенным к трансформаторам тока, соединенным в неполную звезду.

3.4. Подключение защиты со стороны НН аналогично подключению защиты на двухобмоточномтрансфарматоре.

4. Пусковой орган напряжения состоит из фильтра-реле напряжения обратоной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение.

4.1. Питание пускового органа напряжения защит на двухобмоточномтрансфарматоре осуществляется от трансфарматоров напряжения шин НН-для защит, установленных на сторонах НН и ВН (см.рис.2.7.1.)

4.2. Питание пускового органа напряжения защит, на трехобмоточномтрансфарматоре осуществляется от трансфарматоров напряжения щин НН и СН – для защит установленных на сторонах НН,СН и ВН (см.рис.2.7.2.)

2.7.1. Порядок расчета максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению.

1. Первичный ток срабатывания защиты

1.1. Определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита

Iсз= Iном, где

Котс=1,2-коэффицент отстройки;

Кв=0,8-коэффицент возврата;

Iном(I_ном^ВН,I_ном^СН,I_ном^НН)- номинальный ток трансформатора на расчетной стороне.

1.2. При установке защиты на стороне, где предусмотрено регулирование напряжения под нагрузкой , необходимо учитывать возможность увеличения номинального тока 5%, т.о.

Iсз= *1,05*Iном

1.3. В тех случаях, когда максимальный рабочий ток стороны трансформатора, на которой установлена рассматриваемая защита, меньше номинального, вместо последнего следует использовать

Iрабmax

2.Вторичный ток срабатывания реле

Icр= Iсз, где

Ксх,Кi- коэффициент трансформации трансформаторов тока защиты

В соответствии с рассчитанным Iср производится выбор соответствующего токового реле.

3. Первичное напряжение срабатывания защиты определяется по следующим условиям:

3.1. Для реле минимального напряжения

3.1.1. Обеспечение возврата реле после отключения внешнего кз

Uсз= , где

Umin=(0,85÷0,9)Uном- минимальное междуфазовое напряжение вместе установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего кз, принимается ориентировочно;

Uном-номинальное напряжение расчетной стороны;

Котс=1.2-коэффициент отстройки;

Кв=1.2- коэффициент возврата реле.

3.2.1. Отстройка от напряжения самозапуска при включении АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки

Uсз= , где

Uзап=0,7Uном-междуфазовое напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР.

За расчетное принимается меньшее из двух значении Uсз.

3.2. Для фильтра-реле напряжения обратной последовательности

U_2сз=0,06Uном

По опытным данным при таком напряжении срабатывания защиты обеспечивается отстройка от напряжения небаланса в расчетном (нагрузочном) режиме.

4.Вторичное напряжение срабатывания

4.1. Для реле минимального напряжения

Ucр= , где

Кv-коэффициент трансформации напряжения защиты.

В соответствии с рассчитанным Uср производится выбор реле минимального напряжения.

4.2.Для фильтра-реле напряжения обратной последовательности

U₂_ср=

5. Чувствительность защиты

5.1. Для реле тока

К_ч1= >1,2,где

Iкmin- минимальное значение тока кз в расчетной точке в минимальном режиме работы в месте установки защиты (определяются при замыкании между двумя фазами)

5.2. Для реле минимального напряжения

К_ч_U= >1,2, где

Кв=1,2÷1,25- коэффициент возврата;

Uзmax-максимальное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при кз в расчетной точке в режиме, обусловливающем наибольшее значение этого напряжения (определяется при замыкании между тремя фазами).

5.3. Для фильтра-реле напряжения обратной последовательности

К_Ч_u₂= >1,2, где

Uзmin2- минимальное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при двухфазном кз в расчетной точке в режиме, обусловливающем наименьшее значение это напряжения.

Согласно [1,п.3.2.21] как для реле тока, так и для реле напряжения требуется обеспечить наименьший коэффициент чувствительности:

-при выполнении защитой основной функции- не менее 1,5 (при кз на шинах);

-при выполнении защитной резервной функции-не менее 1,2 (при кз за отходящим присоединением)

6. Время срабатывания защиты выбирается из условия обеспечения селективности согласованием с защитами предыдущих элементов.

t_c_з=t_c_зсм.уч+Δt, где

t_c_зсм.уч-время срабатывания защиты смежного участка;

Δt=0,3÷0,5с-ступень селективности, величина которой зависит от установленного реле времени.

t_c_зне должно превышать:

-4с-при кз на сторонахUн≤35кВ;

-3с-при кз на сторонах Uн≥110кВ.

Примечание.

Проверка чувствительности защиты на стороне НН трансформатора, как правило, требует рассчитать ток кз за кабельной линией 6-10кВ, отходящей от шин НН.

2.7.2.Порядок расчета ткз за кабельной линией

1. Рассчитывается полное сопротивление кабеля

Zк= , где

Xk=Xуд*1

Худ=0,08 Ом/км-удельное сопротивление кабеля;

l-длина кабеля;

R_k= ,где

γ-удельная проводимость кабеля;

γ_А1=34м/Ом*мм²- удельная проводимость алюминиевого кабеля;

γ_С_u=57м/ом*мм²-удельная проводимость медного кабеля;

S-сечение кабеля,мм² определяемое по допустимому току нагрузки:

Iнагр= , где

P-нагрузка кабеля,кВт;

Uн-номинальное напряжение,кВ.

По [13] выбирается ближайшее большое значение допустимого тока и соответствующего ему значение сечения кабеля.

2. Рассчитывается ток кз за кабельной линией, приведенный к стороне НН

I⁽³⁾_кл= , где

Uном-номинальное напряжение на шинах НН трансформатора

∑Zнн-суммарное сопротивление схемы замещения на стороне НН трансформатора, приведенное к стороне НН.

2.7.3. Пример расчета максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению.

Технические данные:

ТДТН-40000/110

Sном=40МВА

Uномвн=115кВ

Uномсн=38,5кВ

Uномнн=10,5кВ

Расчетные данные

I⁽³⁾_k1min=948А

I⁽³⁾_k2min=627A I⁽³⁾_k2max=797A

I⁽³⁾_k3min=554A I⁽³⁾_k3max=704A

∑Zнн=14,06 Ом

Для трансформатора трехобмоточного, понижающего с односторонним питанием токовые пусковые органы подключаются со всех сторон трансформатора,а пусковые органы напряжения-со стороны среднего и низшего напряжений (см.2.7.1 п.3.4.).

I. Расчет защиты со стороны 110кВ

1. Ток срабатывания защиты

Iсз=(1,2/0,8)*1,05*201=317А, где

Iном=40000/( *115)=201А

2. Ток срабатывания реле

Iср= 317=6,86А, где

Ксх= -для схемы соединения трансформаторов тока Δ на стороне ВН

К1=400/5-коэффициент трансформации трансформатора тока, выбранный по Iном силового трансформатора со стороны ВН.

Выбираем реле РТ140/10 с параллельным соединением катушек (по[11]).

3. Чувствительность защиты

3.1. При кз на шинах 35кВ К₄=824,76/317=2,6>1,2, где

Iкmin=0.87*I⁽³⁾_к_1min=0,87*948=824,76А

3.2. При кз на шинах 10,5 кВ

Кч=481,98/317=1,52>1,2,где

Iкmin=0.87*I⁽³⁾_кз_min=0,87*554=481,98А

II. Расчет защиты со стороны 35кВ

1. Ток срабатывания защиты

Iсз=(1,2/0,8)600,56=900,84А

Iном=40000/( *38.5)=600.56А

2. Ток срабатывания реле

Iср= *900,84=5,63А

Выбираем реле РТ140/10 с параллельным соединением катушек (по[11]).

3. Чувствительность защиты по току

3.1. При кз на шинах 35кВ

Кч=2563,4/900,84=2,85>1,2, где

Iкmin=0.87*I⁽³⁾_k₁_min=0.87*948(115/37)=2563.4А

I⁽³⁾_k₁_min₃₅=минимальный ток кз на шинах 35кВ, приведенный к напряжени.35

кВ.

3.2. При кз за воздушной линией

Кч=1695,4/900,84=1,88>1,2,где

Iкmin=1.87*I⁽³⁾_k2min35=0,87*627* =1695,4А

4. Напряжение срабатывания защиты

4.1. Для реле минимального напряжения

Ucз= =24,1кВ

4.2. Для фильтра реле обратной последовательности

U2cз=0,06*35=2,1кВ

5. Напряжение срабатывания реле

5.1. Для реле минимального напряжения

Ucр=24100/(35000/100)=62,86А

Выбираем реле РН154/160, первый диапазон уставок (по[11])

5.2. Для фильтра реле обратной последовательности

U2cр=2100/(35000/100)=6,0В

Используется реле типа РСН-13.

6. Чувствительность защиты по напряжению

6.1. Для реле минимального напряжения

Кчv= =7,76>1,2, где

Uзmax= *I³⁵_k₂_max*X³⁵_вл= *797(115/37)*8.4(37²/115²)=3726.4В

Xвл=Худ*1=0,4*21=8,4Ом-сопротивление вл;Х³⁵_вл-сопротивление линии приведенное к стороне 35кв;

I³⁵_k₂_max-ток трехфазного кз в конце воздушной линии (к2), приведенный к стороне 35 кВ.

6.2 Для фильтра-реле обратной последовательности

Кчu2=16026/(2.1*10³)=7.63>1,2, где

U2зmin=0.5Uном-I⁽²⁾_min*X³⁵_вл=0,5*35*10³-(0,87*627) *8,4 16026В

I⁽²⁾_minток двухфазного кз в точке к2, приведенный к стороне 35кВ;

III. Расчет защиты со стороны 10кВ.

1. Ток срабатывания защиты

Iсз= 2202=3303А,где

Iном= =2202А

2. Ток срабатывания реле

Iср= *3303=5,5А

Выбираем реле РТ140/10 с параллельным соединением катушек.

3. Чувствительность защиты по току.

3.1. При кз на шинах 10кВ

Кч=5278,8/3303=1,6>1,5, где

Iкmin=0.87*I⁽³⁾_k₃_min₁₀=087*554 =5278.8А

I⁽³⁾_к3_min₁₀-минимальный ток кз на шинах 10кВ, приведенный к напряжению 10кВ.

3.2. При кз за кабельной линией.

Для проверки чувствительности защиты необходимо рассчитать ток кз за кабельной линией (точка к4).

3.2.1. Расчет сопротивления кабельной линии

Х=Худ*1=0,08*1,5=0,12 Ом

Rк= =0,46Ом

Iнагр= 185,6А

По [13] выбираем трехжильный алюминиевый кабель с Iдоп=205А,S=95мм²

Zк= =0,475Ом

3.2.2. Ток трехфазного кз за кабельной линией

I⁽³⁾_k4= =417.69А

I⁽²⁾_k4=0.87*417.69=363.69А

3.2.3. Коэффициент чувствительности

Кч= =1,205≈1,2

4. Напряжение срабатывания защиты

4.1. Для реле минимального напряжения

Uсз= 6,56кВ

4.2. Для фильтра-реле обратной последовательности

Uсз=0,06*10,5=0,63кВ

5. Напряжение срабатывания реле

5.1. Для реле минимального напряжения

Ucр= =65,6В

Выбираем реле РН-154/160, первый диапазон уставок (по [11])

5.2. Для фильтра-реле обратной последовательности (используется реле типа РСН-13).

U2ср= =6,3В

6. Чувствительность защиты по напряжению

6.1. Для реле минимального напряжения

Кчu= =22,9>1,2, где

Uзmax= *I¹⁰_кз_max*Z_k= *417,69*0,475=343,24В;

I¹⁰_кз_max-ток трехфазного кз в конце кабельной линии (т.К4), приведенный к стороне НН

6.2. Для фильтра-реле обратной последовательности

Кчu2= =8.06>1.2, где

U2зmin=0.5*10.5*10³-363.39*0.475=5077.39В

IV. Выбор времени срабатывания защиты

1. Со стороны 10 кВ

t¹⁰_сз=t_сзСВ-10=1,0+0,4=1,4 с, где t_сзСВ-10 –время срабатывания защиты секционного выключателя

Выбираем реле времени РВ-01 с диапазоном уставок 0,3-3,0с (по [10])

2. Со стороны 35 кВ

t³⁵_сз=t_сзВЛ-35+Δt=1.9+0.4=2.3c, где

t_сзВЛ-35-время срабатывания защиты от внешних междуфазных кз линии 35 кВ

Выбираем реле времени РВ-01 с диапазоном уставок 0,3-3,0с (по [10])

3. Со стороны 110 кВ

t¹¹⁰_сз=t³⁵_сз+Δt=2.3+0.4=2.7c

Выбираем реле времени РВ-01 с диапазоном уставок 0,3-3,0с (по [10]).

2.8. Максимальная токовая защита от перегрузки

Общие положения

1.Согласно [1, п.3.2.69] на трансформаторах мощностью 0,4 МВА и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

2.для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действия этой защиты на автоматическую нагрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).

3.Перегрузка трансформаторов обычно бывает симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется посредством одного токового реле, включенного на ток одной фазы.

4.Чтобы избежать излишних сигналов при кз и кратковременных перегрузках в защите предусматриваться реле времени, обмотка которого должна быть рассчитана на длительные прохождения тока.

5.На двухобмоточных трансформаторах защита устанавливается со стороны основного питания. На двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения в цепи каждого ответвления. При параллельном соединении расщепленной обмотки низшего напряжения защита устанавливается со стороны высшего напряжения.

6.На трехобмоточных трансформаторах с односторонним питанием защита устанавливается со стороны высшего, среднего и низшего напряжений.

Защита трехобмоточного трансформатора предусматривает одно общее реле времени.

2.8.1. Порядок расчета максимальной токовой защиты от перегрузки.

1.Ток срабатывания защиты выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора.

Iсз= Iном, где

Котс=1,5-коэффициент отстройки;

Кв=0,8-коэффициент возврата;

Iном-номинальный ток обмотки трансформатора с учетом регулирования напряжения, на стороне которой установлена защита. При наличии регулирования на рассматриваемой стороне необходимо учитывать увеличение Iном на 5%

Iсз= 1,051Iном

2.Ток срабатывания реле определяются аналогично определению тока для максимальной токовой защиты.

3.Время срабатывания защиты выбирается на ступень селективности больше времени защиты трансформатора от внешних кз

t_сз=t_МТЗ_U+Δt; t_c_з≈6с

2.8.2.Пример расчета максимальной токовой защиты от перегрузки.

Для расчета защиты взяты технические данные трансформатора из п.2.7.3.

1. Ток срабатывания защиты

1.1 со стороны ВН (с учетом РПН)

Iсз= *1,05*201=277А,

где Iном= =201А

2. ток срабатывания реле

2.1. Со стороны ВН

Iср= =5,99А

Т.к. защита от перегрузки подключается к трансформатору тока максимальной токовой защиты от внешних кз соответствующей стороны силового трансформатора, Ксх и К_I принимаются те же самые, что и в п. 2.7.3.

Выбираем реле РТ-140/10 с параллельным соединением катушек (по [11]).

2.2. Со стороны НН

Iср= =4,82А

Выбираем реле РТ-140/6 с параллельным соединением катушек (по [11]).

3. Время срабатывания защиты

t_c_з≈6с

Выбираем реле времени РВ-01 с диапазоном уставок 0,1-10с.

2.9. Токовая ненаправленная защита нулевой последовательности.

Общие положения

1. Защита устанавливается на трехобмоточных трансформаторах с двусторонним питанием и предназначена для отключения внешнего кз на землю в сетях с эффективно заземленной нейтралью, а также для частичного резервирования основных защит трансформатора.

2. Защита подключается к трансформатору в цепи заземления нейтрали трансформатора и выполняется одним реле тока типа РТ-140.

3. При наличии на подстанции трансформатора с разземленной нейтралью выполняется с четырьмя выдержками времени и действую:

-с первой выдержкой на отключение выключателя ВН трансформатора с разземленной нейтралью, работающего параллельно с защищаемым трансформатором;

-со второй выдержкой на разделение секций или систем шин ВН;

-с третьей выдержкой на отключение выключателя ВН защищаемого трансформатора;

-с четвертой выдержкой на выходные промежуточные реле защиты трансформатора.

В случае работы обоих трансформаторов подстанции с заземленными нейтралями в защите исключается первая выдержка времени.

2.9.1 Порядок расчета токовой защиты нулевой последовательности.

1. Первичный ток срабатывания защиты находится из условия согласования по чувствительности защиты с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от замыканий на землю смежных линий.

Согласно [1] при кз в конце отходящей ЛЭП коэффициент чувствительности

Кч= ≥1,2

В соответствии с этим

Iсз= , где

3Iотmin-минимальное значение тока нулевой последовательности, проходящего по нейтрали трансформатора при кз на землю в конце отходящей линии.

2. Вторичный ток срабатывания реле

Iср= , где

К_I-коэффициент трансформации трансформатора тока.

2.9.2. Пример расчета токовой защиты нулевой последовательности

Технические данные трансформатора:

ТДТН-40000/220

Sном=40МВА

U_номВН=230кВ

U_номСН=38,5кВ

U_номНН=11кВ

Расчетные данные: I⁽¹⁾_K₁=3I₀_min=1,06кА

Расчет защиты

1. Первичный ток срабатывания защиты

Iсз= =883,3А

2. Вторичный ток срабатывания реле

Icр= 0,88А

Где К₁=1000/1-коэффициент трансформации трансформатора тока TANтипа ТВТ-35-I-1000/1

Выбираем реле РТ-140/2 с последовательным соединением катушек.

3. Защита повышающих трансформаторов

Согласно [1] на повышающих трансформаторах устанавливают следующие устройства релейной защиты:

1. Продольная дифференциальная токовая защита –от повреждений на выводах и внутренних повреждений;

2. Газовая защита-от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла;

3. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению-от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными кз;

На трансформаторах с двусторонним питанием-токовая защита ообратной последовательности от несимметричных кз и максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению от симметричных кз.

Если защита от токов, обусловленных внешними многофазными кз, не обеспечивает требуемых чувствительности и селективности, то для защиты трансформатора допускается использовать реле тока соответствующей защиты генераторов.

4. Токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю-от замыканий на землю на смежных элементах и по условию обеспечению селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений;

5. На автотрансформаторах 220-500 кВ подстанций, блоках генератор-трансформатор 330-500 кВ и автотрансформаторах связи 220-500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними кз, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключения повреждения на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты с выдержкой времени около 0,5с.

6. Максимальная токовая защита-от перегрузки

Примечание

Подробнее см. «Защиты блока турбогенератор-трансформатор».

4. Защиты трансформаторов собственных нужд.

4.1. Общие положения

1. Источниками питания потребителей переменного тока СН электростанций являются реактированные линии 6кВ, понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 6 кВ и трансформаторы напряжением 6/0,4 кВ.

2. Для повышения надежности работы электростанции электроснабжение СН осуществляется не менее чем двумя питающими элементами. Один из них является рабочим и постоянно включен в работу, другой-резервным, включение которого осуществляется автоматически с помощью АВР.

3. Рабочие ТСН 6 кВ присоединяются либо к шинам генераторного напряжения, либо к блокам генератор-трансформатор.

4. Резервные ТСН присоединяются либо к шинам генераторного напряжения, либо к шинам 110-330 кВ станции, которые имеют связь с энергосистемой.

5. Для защиты ТСН от внутренних повреждений, а так же от внешних кз на шинах распределительных устройств СН и на элементах питаемых от этих шин, применяются соответствующие типы релейной защиты, реагирующей на эти повреждения и действующей на отключение ТСН.

6. Кроме этого, на ТСН применяются защиты от ненормальных режимов работы.

7. На ТСН предусмотрены следующие виды защит:

7.1. Дифференциальная защита, применяется на рабочих и резервных ТСН мощностью 6,3 МВА и выше, является основной быстродействующей защитой от всех видов кз в обмотках трансформатора и на его выводах;

7.2. Токовая отсечка без выдержки времени, может применена в качестве основной быстродействующей защиты на рабочих и резервных ТСН мощностью 4 МВА и менее вместо дифференциальной защиты, устанавливается на стороне ВН, резервирует основные защиты ТСН при кз на стороне ВН;

7.3. Газовая защита применяется как основная защита от витковых замыканий в обмотках трансформатора и других повреждений внутри бака трансформатора сопровождающихся выделением газа, и реагирует на понижение уровня масла; на ТСН с устройствами РПН предусматривается дополнительная газовая защита отсека РПН;

7.4. Максимальная токовая защита или максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению на стороне ВН трансформатора от внешних кз и для резервирования основных защит ТСН;

7.5. Дистанционная защита на стороне ВН трансформатора применяется на ТСН 2,5÷63 МВА для резервирования основных защит;

7.6. Максимальная токовая защита без пуска или с пуском по напряжению на стороне НН трансформатора для рабочих ТСН мощностью до 10 МВА включительно и резервных ТСН, кроме трансформаторов мощностью 40 и 63 МВА, от внешних кз на шинах секции СН 6 кВ и для резервирования защиты присоединений этой секции;

7.7. Дистанционная защита на стороне НН трансформатора, применяется на рабочих ТСН при мощности 16 МВА и более на выводах резервного питания к секциям шин 6 кВ, а также на резервных ТСН мощностью 40 и 63 МВА;

7.8. Защита от перегрузки, предназначена для сигнализации о симметричных перегрузках;

7.9. Дуговая защита, применяется для быстрого отключения кз с дугой в шкафах КРУ/6 кВ с целью снижения объема повреждений;

7.10. Дифференциальная защита магистрали резервного питания, применяется от междуфазных кз на магистрали;

7.11. Защита от однофазных кз на землю, применяется на стороне 6 кВ ТСН 6/0,4 кВ;

7.12. Устройство резервирования отказа выключателей 6 кВ ТСН 6/0,4 кВ;

7.13. Пуск устройства тушения пожара.

4.2. Релейная защита трансформаторов, питающих РУСН 6 кВ, мощностью 25-63 МВА.

4.2.1. Защита рабочего ТСН (см.рис.4.2.1.)

Основные защиты ТСН (дифференциальная на реле ДЗТ-21 и газовая) выполняются аналогично защитам понижающего трансформатора.

4.2.1.1. Порядок расчета дистанционной защиты на стороне НН.

Защита выполняется на блок-реле БРЭ 2801. На рабочих вводах и секциям СН 6 кВ и на вводах магистрали резервного питания защита включается на ток и напряжение соответствующей расщепленной обмотки ТСН, на резервных вводах и секциям СН 6 кВ от магистрали резервного питания-на ток указанных вводов и напряжение соответствующей секции СН 6 кВ.

1. Первичное сопротивление срабатывания защиты определяется по условию отстройки от индуктивного сопротивления полностью оставленных электродвигателей, участвующих в самозапуске.

Zсз= *Хдв, где

Котс=0,85-коэффициент отстройки;

Кв=1,1-коэффициент возврата;

Хдв= - сопротивление двигателей, которое определяется при полностью оставленных двигателях по сумме их пусковых токов;

Uном.дв.=6кВ-номинальное напряжение двигателей.

Для приближенных расчетов можно принять суммарную мощность электродвигателей, участвующих в самозапуске, равной

ΣSдв=1,2Sт. Где

Sт-мощность расщепленной обмотки ТСН, питающего данную секцию.

Тогда Хдв= , где

Кн.ср.=6-среднее значение пускового коэффициента двигателей;

Iном.т.-номинальный ток расщепленной обмотки ТСН.

С учетом всех известных значений

Хдв= ; Zсз=

В защите используется круговая характеристика сопротивления срабатывания с центром в начале координат.

2. Вторичное сопротивление срабатывания реле

Zср=Zсз , где

К_I, K_U- коэффициент трансформации, соответственно, трансформаторов тока и напряжения.

По Zср выбирается Zуст реле (см.табл. 4.2.1.)

3. Зона надежного резервирования защиты с коэффициентом чувствительности Кч=1,2

Zдист=Zcз/Кч=Zсз/1,2

Если полное сопротивление кабелей каких либо присоединений превышает Zдист, то для защиты этих присоединений необходимо предусматривать дополнительные мероприятия, например пуск УРОВ.

Чем больше мощность ТСН, тем меньше зона резервирования защиты (см. табл. 4.2.2.)

Таблица 4.2.1.

Iном,реле, А	Zуст min,Ом/фазу
1	0,25	0,5	1	2	4
5	1,25	2,5	5	10	20

Таблица 4.2.2. зона резервирования при кз на кабелях присоединений к секциям 6 кВ РУСН (lкаб., м.)

мощность ТСН, МВА сечение кабеля, мм²	10	16	25	32	40		63
3*70	750	-	-	-	-		-
3*95	1010	630	805	630	-		-
3*120	1250	780	1000	780	625	-
3*150	-	-	1225	955	770	480
3*185	-	-	-	1170	940	585

3. Коэффициент чувствительности по току точной работы проверяется при минимальном значении тока двухфазного кз в конце зоны действия защиты

Кч.т.=Iр/Iт.р.≥1,3, где

Iр=I⁽²⁾/K_I_-ток в реле

I⁽²⁾-минимальное значение тока двухфазного в конце защищаемой зоны;

I⁽²⁾= , где

Uном=6 кВ-номинальное напряжение ТСН,

Хт.мах-сопротивление ТСН при таком положении РПН, когда Хт наибольшее;

Zсз-сопротивление срабатывания защиты;

Кi-коэффициент трансформации трансформатора тока;

Iт.р.-минимальный ток десятипроцентной точности реле сопротивления.

Для блока-реле сопротивления БРЭ2801

Iт.р.=0,5А-при Iном.р.=5А,

Iт.р.=0,1А-при Iном.р.=1А.

5. Выдержка времени срабатывания защиты, как и для максимальной токовой защиты, выбирается по ступенчатому принципу со ступенью селективности Δt=0,3÷0,5с

4.2.1.2. Порядок расчета дистанционной защиты со стороны ВН.

Защита выполняется на блок-реле БРЭ2801. На стороне ВН ТСН с расщепленными обмотками устанавливается по два комплекта дистанционной защиты. На каждый из них подается ток со стороны ВН и напряжение от трансформаторов напряжения на выводах одной из расщепленных обмоток НН.

Сопротивление срабатывания защиты принимается в 2 раза меньше Zсз для защиты со стороны НН того же ТСН.

2. Сопротивление срабатывания реле

2.1. Для трансформатора со схемой соединения обмоток Δ/Δ-Δ

Zср=Zсз , где K_I-коэффициент трансформации трансформатора тока со стороны ВН трансформатора;

K_U-коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

N_T-коэффициент трансформации ТСН.

2.2. Для трансформатора со схемой соединения обмоток Y₀/Δ-Δ

Zср=Zсз

По Zср выбирается Zуст реле (см. табл. 4.2.1.)

3. Выдержка времени срабатывания защиты принимается на ступень больше чем выдержка времени срабатывания защиты на стороне 6 кВ

4.2.1.3. Порядок расчета защиты от перегрузки.

Защита выполняется с помощью одного токового реле и действует на сигнал. Защита устанавливается на каждой обмотке трансформатора в связи с возможностью неравномерной нагрузки расщепленных обмоток трансформатора.

1. Ток срабатывания защиты отстраивается от номинального тока трансформатора

Iсз= Iном, где

Котс=1,05-коэффициент отстройки;

Кв=0,8-коэффициент возврата;

Iном-номинальный ток обмотки той стороны трансформатора, на которой установлена защита.

2. Ток срабатывания реле

Iср= , где

Ксх=1-коэфициент схемы трансформатора тока;

Кi-коэффициент трансформации трансформатора тока.

По Iср выбирается тип токового реле.

4.2.1.3. Дуговая защита

4.2.1.4. Защитой оснащаются шкафы КРУ 6 кВ. с этой целью шкаф КРУ выполняется с откидной крышкой, являющейся разгрузочным клапаном, который реагирует на повышение давления газов внутри шкафа, возникающих при горении открытой дуги.

Для дуговой защиты используются контакты конечных выключателей, установленных в шкафах и связанных с положением крышки клапана. При нормальном закрытом положении крышки контакт конечного выключателя разомкнутом и замыкается при откладывании крышки.

Защита осуществляется с контролем тока кз в цепи питания защищаемой секции РУСН. Для контроля используется действующий без выдержки времени реагирующий орган дистанционной защиты.

При возникновении кз с дугой в любом шкафу секции РУСН дуговая защита должна отключить без выдержки времени ввод питания данной секции.

4.2.1.5. Устройство тушения пожара.

Устройство тушения пожара предусматривается на ТСН мощностью 25 МВА и выше, подключенных ответвлением к блоку и располагаемых под комплектными токопроводами генератора блока.

В качестве датчика пуска устройства тушения пожара используется газовая защита ТСН.

4.2.1.6. Пример расчета рабочего ТСН.

1. Расчетные данные

ТРДНС-25000/35

Uном=15,75±8*1,5%/6,3-6,3 кВ

Uкmax=10.12%

Ukmin=8.64%

Ukном=12%

2.Расчет защит

2.1. Расчет дифференциальной токовой защиты и выбор газовой защиты см. защиты понижающего трансформатора

2.2. Дистанционная защита со стороны НН

2.2.1. Сопротивление срабатывания защиты

Zсз= =1,93 Ом

I_номт^НН= = =23000А

2.2.2. Сопротивление срабатывания реле

Zср=1,93* =9,65 Ом

Используется блок-реле БРЭ2801, имеющее уставку по сопротивлению срабатывания, регулируемую от 0,25 до 40Ом.

2.2.3. Зона резервирования защиты

Zдист =1,93/1,2=1,6 Ом

Защита охватывает алюминиевый кабель 3*95 мм²

Zкаб= = =0,335 Ом/км

Длина кабеля

L= *1000= 1000=4776 м,

Что превышает величину по таблице 4.2.1.

2.2.4. Чувствительность по току точной работы

Кч.т.=18,6/0,5=37,2>>1,3

I⁽²⁾= 11.2 кА→Iр= 18,6А

Хтmax= =0,32 Ом (для Uкmax и мощности обмотки 6 кВSнн=25/2=12,5 МВА)

2.2.5. Выдержка времени срабатывания защиты t_сз=0,5с

Принимаем реле РВ-01 с диапазоном уставок 0,1-1,0с

2.3 Дистанционная защита со стороны ВН.

2.3.1. Сопротивления срабатывания защиты

Zcз= =0,92/2=0,46 Ом

2.3.2. Сопротивление срабатывания реле

Zср= *0,46=3,83 Ом

К_I=1000/5, т.к. I_ном^ВН= 917,5 А

Используется блок-реле БРЭ2801 с пределами уставок от 0,25 до 40 Ом.

2.3.3. время срабатывания защиты

t_сз=0.5+0.4=0.9c

Принимаем реле времени РВ-01 с диапазоном уставок 0,3-3,0с

2.3. Защита от перегрузки

2.4.1. Ток срабатывания защиты

Iсз= 1150=1509А

2.4.2. Ток срабатывания реле

Iср= =5,03А

Принимаем реле РТ140/6 с параллельным соединением катушек.

2.4.3. Время срабатывания защиты t_сз=6с

Принимаем реле времени РВ-0,1 с диапазоном уставок 0,1-10с.

2.4. Пуск устройства тушения от газовой защиты, действующей на выходные реле защиты блока, осуществляется при срабатывании это реле и промежуточного реле в цепи газовой защиты ТСН.

2.5. При переводе действия газовой защиты на сигнал пуск устройства тушения пожара производится также от газовой защиты, но при условии действия дифференциальной защиты ТСН.

Схема защиты рабочего ТСН мощностью 25-63 МВА.

4.2.2. Защита резервного ТСН (см. рис. 4.2.2.)

4.2.2.1. Порядок расчета токовой отсечки

Защита устанавливается на стороне ВН ТСН в качестве основной защиты в тех случаях, когда быстродействующее отключение междуфазных кз на ошиновке ВН не может быть обеспечено другими защитами, а так же в качестве резервной защиты для быстродействующего резервирования дифференциальной защиты. При питании трансформатора от линии 110-330 кВ, шин 110-220 кВ или обмотки среднего напряжения автотрансформатора

связи отсчека выполняется с помощью трех реле РНТ с целью улучшения отстройки защиты от переходных процессов. Трансформаторы тока защиты соединяются в звезду. При питании трансформатора от обмотки низшего напряжения автотрансформатора связи отсечка выполняется с помощью двух реле тока типа РТ140.

1. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального значения тока кз на стороне низшего напряжения трансформатора

Iсз=КотсImax, где

Котс=1,4-коэффициент отстройки;

Iкmax-ток трехфазного кз на стороне НН трансформатора, приведенный к напряжению стороны ВН.

2. Ток срабатывания реле

Iср= , где

Ксх=1-коэффициент схемы трансформатора тока;

Кi-коэффициент трансформации трансформатора тока.

По вычисленному Iср проводится выбор типа реле.

3. Чувствительность защиты проверяется при двухфазном кз на выводах трансформатора со стороны ВН в минимальном режиме работы системы

Кч= ≥2

4.2.2.2. Порядок расчета дистанционной защиты на стороне НН выполняется аналогично соответствующей защите рабочего ТСН.

4.2.2.3. Порядок расчет дистанционной защиты со стороны ВН.

Для ТСН включенного в системе шин 110-220 кВ защита включается на встроенные в выводы силового трансформатора тока, соединенные в треугольник для предотвращения неселективного действия защиты при внешних кз на землю. Защита выполняется аналогично соответствующей защите рабочего ТСН.

4.2.2.4. Порядок расчета дифференциальной защиты магистрали резервного питания.

Защита предусматривается при выполнении магистрали шинопроводами и при мощности ТСН не менее 40 МВА. При секционировании магистрали выключателями защита устанавливается отдельно для каждой секции. Защита включается на сумму токов трансформаторов тока всех питающих и отходящих присоединений магистрали. Защита выполняется на реле РНТ-565 или РНТ-567.

1. Ток срабатывания защиты

Iсз=КотсIнб, где

Котс=1,3-коэффициент отстройки;

Iнб=Iнб^,+Iнб^,,ток небаланса;

Iнб=Кпер*Коди*ᵋ*Iкmax-составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока;

Кпер=1; Кодн=1;ᵋ=0,1; Iкmax- максимальный ток трехфазного кз на шинах 6кВ.

I_нб^,,,= Iкmax-составляющая тока небаланса, вызванная неравенством вторичных токов в плечах защиты;

Wнеосн.расч.,Wнеосн.-соответственно расчетное и принятое число витков обмотки насыщающего трансформатора реле для неосновной стороны.

2. Ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим вторичным номинальным током (основной стороне)

Iсросн=

3. Коэффициент чувствительности защиты.

Расчетным видом повреждения для проверки в конце секции магистрали резервного питания 6кВ.

I²=0,871⁽³⁾= , где

Хрез=Хвт+Хтmax+Хшпсекц

Хвт-эквивалентное сопротивление внешней сети;

Хтmax-максимальное сопротивление трансформатора;

Хшпсекц=lшпХудшп-сопротивление шинопровода;

Lшп-длина секции магистрали;

Худшп=0,15 Ом/км-удельное сопротивление шинопровода.

Кч=I⁽²⁾/Iсз≥2

4.2.2.5. Защита от перегрузки аналогична соответствующей защите рабочего ТСН.

4.2.2.6. Дуговая защита.

В отличие от рабочего ТСН дуговая защита резервного ТСН действует на отключение источника питания без выдержки времени.

Схема защиты резервного ТСН мощностью 25-63 МВА.

4.2.2.7. Пример расчета защит резервного ТСН

1. Расчетные данные

ТРДНС 40000/220

Uном=230±8*1,5%/6,3-6,3 кВ

Uкmax=12.3%

Uкmin=11.8%

Uкном=12%

Iномвн=105А

Iномнн/нн=1830/1830А

2. Расчет защит

В качестве примера приводится расчет дифференциальной защиты магистрали резервногопитания. Остальные защиты рассчитываются аналогично защитам рабочего ТСН.

Защита выполняется на дифференциальном реле РНТ-565.

2.1. Выбор параметров реле РНТ-565.

2.1.1. Ток срабатывания защиты без учета Iнб

Iсз=1,3*1*1*0,1*15815=2056А

Iкmax= = 15815А