ОМИКРОН ОМИКРОН ОМИКРОН
Система Orphus
Релейная защита воздушных линий 110-220 кВ типа ЭПЗ-1636 [25] Расчет уставок устройств релейной защиты [24] ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА [18] Максимальная токовая защита [14] Проверка релейной защиты [13] Дифференциальная защита линий [12] Защита синхронных генераторов [12] Измерительные трансформаторы [10] Принципы построения измерительных и логических органов релейной защиты на полупроводниковой и интегральной базе [10] Токовая направленная защита [9] Защита электродвигателей [9] Реле [9] Защита от однофазных замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью [8] Правила выполнения схем РЗА [8] Проверка защиты первичным током нагрузки и рабочим напряжением [8] Высокочастотные защиты [7] Защита воздушных и кабельных линий электропередачи [7] Защита трансформаторов и автотрансформаторов [7] Защита предохранителями и автоматическими выключателями [7] Защита от коротких замыканий на землю в сети с глухозаземленной нейтралью [6] Векторные диаграммы. Короткие замыкания в электрических системах [6] Действие релейной защиты при качаниях [6] Аппаратура для проверки релейной защиты [5] Защита шин [3] Особенности защиты линий и трансформаторов, подключенных к линиям без выключателей на стороне высшего напряжения [3] Оперативный ток [3] Общие сведения [3] Управление выключателями [2]

2-2. Максимальная токовая защита без пуска по напряжению и токовая отсечка

РАСЧЕТЫ ЗАЩИТ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2-2. Максимальная токовая защита без пуска по напряжению и токовая отсечка

Особенности выполнения и расчета. Основные условия расчета максимальной токовой защиты для линий 6 и 10 кВ, изложенные в § 1-1, могут быть применены и для выбора уставок максимальной токовой защиты (без пуска по напряжению) понижающих трансформаторов. Выбор тока срабатывания защиты производится по выражениям (1-1) - (1-4), где только лишь коэффициент надежности согласования кнс выбирается несколько большим при наличии на трансформаторе устройства регулирования напряжения тока под нагрузкой (РПН). При расчетах аварийных токов КЗ за трансформаторами с РПН, а также токов самозапуска нагрузки, следует учитывать существенные изменения сопротивлений рассеяния трансформатора (хтр) при изменении положения регулятора РПН (см. ниже). При расчете токов КЗ и выборе уставок защит необходимо также учитывать все возможные режимы работы трансформаторов при их числе более одного, а также при наличии АВР в питаемой сети.

При установке на предыдущих (нижестоящих) линиях 6-110 кВ дистанционных защит согласование чувствительности (по току) максимальной токовой защиты трансформатора (автотрансформатора) без пуска по напряжению или с комбинированным пусковым органом напряжения (§2-3) производится с теми дистанционными защитами, чувствительность которых в зоне резервирования недостаточна [1]. Последнее характерно для распределительных сетей с относительно маломощными трансформаторами на ответвлениях и другими предыдущими элементами с большим сопротивлением.

Согласование чувствительности (по току) максимальных токовых защит с предыдущими дистанционными защитами. При согласовании необходимо обеспечить меньшую чувствительность (меньшую зону действия) токовой защиты, чем предыдущей дистанционной, при всех видах КЗ, и в том числе при КЗ через максимально возможное переходное активное сопротивление электрической дуги в месте повреждения. В последнем случае ток КЗ через последующую максимальную

защиту возрастает по сравнению с металлическим КЗ за таким же по величине полным сопротивлением линии и, следовательно, увеличивается ее зона действия. Однако, как известно, максимальное активное сопротивление электрической дуги в месте КЗ не может быть определено однозначно, поскольку rп зависит от тока КЗ , а ток КЗ, в свою очередь, зависит от значения rп [3]. Поэтому методика согласования чувствительности (по току) токовых защит с предыдущими дистанционными заключается в том, чтобы убедиться в достаточной чувствительности дистанционной защиты (обычно ее третьей степени) при КЗ в заданной зоне действия через вероятное сопротивление гп, после чего получить право произвести согласование при металлическом КЗ. Условие согласования:



где kн.с - коэффициент надежности согласования (см. табл. 2-4); kр - коэффициент токораспределения, учитывается при возможности параллельной работы питающих трансформаторов; при возможности одиночной работы трансформатора равен 1, при постоянной параллельной работе двух трансформаторов равной мощности равен 2; I(3) к.макс - максимальное значение тока по предыдущей линии, с защитой которой производится согласование, при трехфазном КЗ через максимально возможное активное переходное сопротивление (если предыдущая дистанционная защита недостаточно чувствительна при этом) или при трехфазном металлическом КЗ в конце зоны действия защиты:-          геометрическая   сумма    максимальных рабочих токов всех предыдущих линий, питающихся от рассматриваемого трансформатора, за исключением той линии, с защитой которой производится согласование; при однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение рабочих токов, что создает некоторый расчетный запас. У трехобмоточных трансформаторов должны учитываться рабочие токи (нагрузка) на стороне другого, низшего (или среднего), напряжения.

В выражении (2-1) ток КЗ и суммарный рабочий ток в общем случае должны складываться геометрически, поскольку углы сдвига фаз между напряжением и током при КЗ (φк = φл ) и в режиме нагрузки ( φраб) не равны между собой. Однако практика расчетов показывает, что при обычных значениях φл= 55-65° для BJI 35 и 110 кВ для BJI 10 кВ еще меньше) и φраб = 20-40° ошибка при арифметическом сложении составляет всего лишь 5 4- 10 % по сравнению с геометрическим сложением, причем ошибка создает расчетный запас. Поэтому в практических расчетах в формуле (2-1) производится арифметическое сложение токов КЗ и токов нагрузки.

Выполнение условия (2-1) часто приводит к необходимости увеличения тока срабатывания и, следовательно, уменьшения чувствительности максимальной токовой защиты трансформаторов, особенно небольшой мощности. Условие (2-1) может не выполняться, если максимальная токовая защита имеет пусковой орган напряжения, состоящий из трех реле напряжения, включенных на три междуфазных напряжения (рис. 2-11, б), и если произведено согласование по напряжению этой защиты с предыдущими дистанционными защитами [8]. Согласование максимальной токовой защиты трансформатора с предыдущими защитами, как по току, так и по напряжению, рассмотрено в примере 8.

Коэффициент чувствительности. Для токовых защит стандартных трансформаторов со схемой соединения обмоток коэффициент чувствительности рекомендуется определять по вторичным токам КЗ с помощью формулы (1-5); в основной зоне (на шинах низшего и среднего напряжения)

требуется kч.oсн>= 1,5, а в зоне резервирования kч.рез >= 1,2 [1]. Расчетным видом повреждения является двухфазное КЗ за трансформатором. В табл. 2-1 приведены выражения для определения токов в реле типовых схем максимальной защиты при двухфазном КЗ без учета токов нагрузки. Расчетным называется наибольший из вторичных токов, проходящий хотя бы в одном из реле защиты, при рассматриваемом виде КЗ. Для упрощения практических расчетов все токи в табл. 2-1 выражены через ток трехфазного КЗ (I к(3) ) с учетом того, что для распределительных сетей, как правило, можно считать ток двухфазного КЗ I к(2)равным √ 3I к(3)/2, или 0,865 I к(3).

Таблица 2-1

Формулы для определения расчетных токов в реле максимальных токовых защит пpи двухфазном КЗ



Примечание. I к(3) - ток трехфазного КЗ, приведенный к напряжению той питающей стороны, где установлена рассматриваемая защита; nT - коэффициент трансформации трансформаторов тока этой защиты.

Схемы включения токовых реле максимальной защиты трансформаторов показаны на рис 2-1. Каждая из схем имеет свою область применения, определяемую из условий наибольшей чувствительности к КЗ при наименьшем количестве реле.

Дополнительно отметим, что схему полной звезды (рис. 2-1, а) не следует применять для понижающих трансформаторов 110 и 220 кВ, которые когда-либо могут работать с глухозаземленной нейтралью, поскольку при такой схеме максимальная защита реагирует на КЗ в сети 110 кВ, связанные с землей, что затрудняет выбор уставок, а иногда требует недопустимого увеличения тока или времени срабатывания защиты. Для таких трансформаторов максимальная защита выполняется по схемам рис. 2-1, в или г.

Расчетные выражения в табл. 2-1 составлены на основании векторных диаграмм полных токов в месте двухфазного КЗ и после трансформации симметричных составляющих через трансформатор со стандартной схемой соединений обмоток [3]. Векторные диаграммы, построенные без учета токов нагрузки, приведены на рис.2-2. Коэффициент трансформации трансформатора при этом условно принят равным 1 для наглядности сравнения между собой полных фазных токов (СЗ, проходящих на сторонах высшего и низшего напряжения трансформатора. Векторная диаграмма полных токов на стороне высшего напряжения трансформатора (рис. 2-2) имеет такой вид вследствие того, что при трансформации симметричных составляющих токов КЗ со стороны треугольника на сторону звезды система векторов токов прямой последовательности поворачивается на —30° , а система векторов токов обратной последовательности на + 30° [3].

Рисунки 2-1 и 2-2 наглядно показывают пути увеличения чувствительности максимальной токовой защиты. Например, добавлением одного реле (5) в схеме рис. 2-1,6 можно в 2 раза увеличить чувствительность защиты трансформатора со схемой соединения обмоток или -11 , а применением схемы рис. 2-1, в вместо 2-1, г - увеличить в 2 раза чувствительность защиты на стороне высшего напряжения трансформатора со схемой соединения обмотокк   двухфазным КЗ на стороне среднего напряжения. Наиболее просто это выполняется при использовании цифровых реле. Однако при выполнении защиты на переменном оперативном токе по схеме с дешунтированием ЭО увеличение количества реле без увеличения количества дешунтируемых ЭО не всегда дает возможность применить эту схему из-за недостаточной чувствительности ЭО. Рассмотрим условия проверки чувствительности раздельно для реле защиты и ЭО применительно к современным типовым схемам защиты трансформаторов и в соответствии с «Правилами» [1].

последовательностей и полных токов на сторонах высшего и низшего напряжений при двухфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора со схемой соединения обмотокпри  коэффициенте трансформации равном 1.

Чувствительность защит трансформаторов на переменном оперативном токе, выполненных по схеме с дешунтированием ЭО и ЭВ (отключающих и включающих катушек), и расчетные условия применения этих схем. Как указывалось в § 1-1, чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дещунтированием отключающих катушек (рис. 1-5 и 1-21), следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока, причем коэффициенты чувствительности вычисляются отдельно для реле защиты и ЭО. Для типовых схем защит трансформаторов, выполняемых с дешунтирующими реле типа РП-341 (рис. 1-21), проверку чувствительности измерительных органов (реле тока максимальных токовых и дифференциальных защит) и токового реле времени типа РВМ-12 (РВМ-13) достаточно произвести для режима до дешунтирования ЭО по выражению (1-5), а реле РП-341 - после дешунтирования ЭО по выражению (2-2):



где Ip.мин — из табл. 2-1; f - действительная токовая погрешность трансформаторов тока после дешунтирования ЭО,%; kв - коэффициент возврата реле типа РП-341, принимается не превышающим 0,3 4- 0,4 и уточняется при наладке защиты; Iс.р - ток срабатывания реле РП-341, 5 или 2,5 А. Проверка чувствительности реле тока дифференциальной и максимальной защит и реле времени РВМ-12 (РВМ-13) в режиме после дешунтирования не производится, так как реле РП-341 после срабатывания самоудерживается своими замыкающими контактами (РП1, РП2 на рис. 1-21).

Благодаря небольшому значению тока срабатывания и низкому коэффициенту возврата реле РП-341 коэффициент чувствительности по выражению (2-2) оказывается не меньше, чем в режиме до дешунтирования ЭО, даже при больших значениях f, вплоть до 60-70%. Поэтому самым важным является определение чувствительности (надежности срабатывания) ЭО или ЭВ.

Для ЭО (ЭВ) чувствительность определяется по выражению (2-2а):

где Iр.мин - из табл. 2-1; Iс.эо - ток срабатывания ЭО (ЭВ), как правило, 5 или 3,5 А; kу - коэффициент учитывающий уменьшение тока в ЭО по сравнению с током в измерительных реле защиты при двухфазном КЗ за защищаемым трансформатором, применяется в случаях, когда количество реле и ЭО различно (табл. 2-2); f - то же, что в выражении (2-2).

Например, для типовой схемы треугольник с тремя реле, но с двумя ЭО (табл.2-2) расчетный ток в реле при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения

обмоток(табл. 2-1), а ток в ЭО - в два раза меньше, что учитывает kу =2 (табл. 2-2).

Значение действительной токовой погрешности f в выражении (2-2а) определяется при токе надежного срабатывания ЭО (не менее чем 1,4 Iс.эо ) по методике, рассмотренной в главе 1. Для встроенных трансформаторов тока (например, ТВТ-110) в ряде случаев следует определять значение полной погрешности 8 , которое с запасом можно использовать в выражениях (2-2) и (2-2а), поскольку всегда ε >f . В свою очередь, ε% = Iнам% [3].

Ток намагничивания Iнам может быть вычислен по типовым или фактическим вольт-амперным характеристикам (или характеристикам намагничивания) трансформаторов тока. В том и в другом случае предварительно вычисляется действующее значение напряжения на зажимах вторичной обмотки трансформатора тока U2TT, необходимое для надежной работы ЭО (ЭВ) при расчетном двухфазном КЗ:



где kн- 1,4-1, 8; k(2)сх.эо - коэффициент схемы ЭО, значения приведены в табл. 2-2; z <ігз>(2) н.pacч - расчетное сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока при двухфазном КЗ за трансформатором в режиме после дешунтирования ЭО см. 1-5; z2TT - сопротивление вторичной обмотки трансформаторов тока. Из выражения (2-3) видно, что U2TT имеет разные значения для разных схем защиты и схем соединения обмоток защищаемого трансформатора и разных типов трансформаторов тока.

Таблица 2-2

Значения коэффициентов к условиям (2-2а) и (2-3)

В условиях эксплуатации Iнам определяется по фактическим вольт-амперным характеристикам: U2TT = f(Iнам), которые снимаются у всех устанавливаемых трансформаторов тока.

Для предварительных расчетов можно использовать имеющиеся вольт-амперные характеристики однотипных трансформаторов тока. При этом в задании на наладку защиты следует указать основные точки использованной характеристики, чтобы при наладке убедиться в том, что снятые фактические характеристики не расположились ниже принятых для предварительного расчета.

Например для двухобмоточного трансформатора по табл.  2-2    k(2)сх. эо= 1,5, примем z(2)н.расч = 3 rпр + 3 zp + 3 zЭО + rпер = 10 Ом, zTT = 0,22 Ом, Ic.ЭО = 5А и определим по формуле (2-3) для трансформаторов тока типа ТВТ (при двух последовательно включенных вторичных обмотках)



По вольт-амперной характеристике: U2TT = f(Iнам) приведенной на рис.2-3, а, снятой для последовательно включенных вторичных обмоток двух сердечников ТВТ-110 при nT = 150/5 (коэффициент трансформации 100/5 обычно не используется, так как при этом недопустимо мала мощность трансформатора тока), определяем, что Iнам=1 А. По отношению к расчетному току: 1,4 • 5/1,5 =4,66 А, Iнам= 22%, и, следовательно, принимаем ε = f = 22%. Для проверки чувствитель­ности ЭО (ЭВ) с током срабатывания 5 А по выражению (2-2а) примем, что ток трехфазного КЗ за этим трансформатором составляет примерно 8Iном , т.е. при мощности 6,3 MB -А ток КЗ составляет около 250 А. Ток в реле (табл.2-1) для схемы защиты (рис.2-1,г) Iр = 1,5 • 250/30 = 12,5 А. По условию (2-2а) kч.эо = (12,5(1-0,22) ) 5=1,95   т.е.   меньше, чем требуется для ЭО, дешунтируемото при срабатывании дифференциальной защиты, для которой kч= 2, а для ЭО - должен быть на 20% выше [1]. Если этот пример расчета выполнить для трехобмоточного трансформаторатакой же        мощности и таким же значением тока КЗ на стороне СН (35 кВ), то по табл. (2-1) для схемы защиты с тремя реле (рис. 2-1, в) получим ток реле Iр = 1,73•250/30 = 14,4 А. Но при расчете чувствительности ЭО (ЭВ) по выражению (2~2а) необходимо учесть kу = 2 (табл.2-2), поскольку в приводах, как правило, устанавливается лишь по два ЭО (ЭВ). Тогда , что недопустимо мало. Для трансформатора 10 МВ-А при тех же расчетных условиях коэффициент чувствительности ЭО (ЭВ) может быть в 1,6 раза выше, но также меньше требуемого. Даже для трансформаторов 16 МВ-А чувствительность ЭО (ЭВ) может оказаться меньше требуемой.



При недостаточной чувствительности ЭО (ЭВ) на трансформаторах 110 кВ относительно небольшой мощности либо не применяют схему защиты с дешунтированием ЭО (ЭВ), либо дополнительно к ней осуществляют включение короткозамыкателя или отключение выключателей с помощью предварительно заряженных конденсаторов. В типовых схемах защиты трансформаторов небольшой мощности используются только предварительно заряженные конденсаторы, что не является достаточно надежным. Таким образом, возможность применения схемы с дешунтированием ЭО (ЭВ) должна быть определена расчетами чувствительности по выражениям (2-2) и особенно (2-2а).

В некоторых случаях с целью применения схем с дешунтированием ЭВ для этих же трансформаторов устанавливаются более мощные (выносные) трансформаторы тока, например типа ТФН, ТФНД (новое обозначение ТФЗМ), с меньшими, как указано выше, коэффициентами трансформации, а в отдельных энергосистемах переделывают стандартные ЭВ (ЭО) для уменьшения их тока срабатывания до 3 - 3,5 А. В последнем случае надо учитывать увеличение их сопротивления. Рекомендуется выполнять дополнительную (выносную) защиту трансформатора.

При проектировании Iнам обычно определяют по типовым характеристикам намагничивания худшего сорта стали, из которой выполняются магнитопроводы трансформаторов тока. Вычисление производится следующим образом:

а) Определяется значение максимальной магнитной индукции (в теслах) в магнитопроводе трансформатора тока:



где U2TT - действующее значение напряжения на вторичной обмотке трансформатора тока,необходимое для надежной работы ЭО (ЭВ) или реле при расчетном КЗ, определяется по формуле (2-3), В; f — частота, равная 50 Гц; ω2 — действительное число витков вторичной обмотки трансформатора тока; Q — сечение магнитопровода (сердечника) трансформатора тока, м2.

б) По кривой намагничивания стали трансформатора тока Вмакс = f(H) находится действующее значение напряженности поля Н (в амперах на метр) в магнитопроводе трансформатора тока. При этом берется кривая намагничивания наихудшего сорта стали.

в) Определяется действующее значение тока намагничивания (в амперах), приведенное к вторичной обмотке трансформатора тока




где Lcp - средняя длина магнитной силовой линии (магнитного пути) в магнитопроводе трансформатора тока, м; ω2 тo же, что и в выражении (2-4).

Например, для трансформатора тока ТВТ-110 при nт = 150/5 по данным завода- изготовителя ω2 = 29; Q = 86 • 10-4 м2 ; Lcp= 1,62 м. По полученному выше значению U2TT= 49 В определяется по формуле (2-4) Вмакс = 49/(4,44 -50- 0,0086х 29) = 0,88 Тл. Для последовательно включенных вторичных обмоток двух одинаковых сердечников Вмакс = 0,44 Тл. По кривой намагничивания стали марки 3411 (Э310) (рис. 2-3,б) при Вмакс = 0,44 Тл Н = 20 А/м. Тогда по формуле (2-5) Iнам = 20 • 1,62/29 =1,1 А , т.е. несколько (на 10%) больше Iнам, определенного по фактической вольт-амперной характеристике трансформатора тока этого типа (рис. 2-3, а), что вполне вероятно, поскольку практически трансформаторы тока могут изготавливаться из лучших сортов стали, по сравнению с принятым в качестве расчетного (рис. 2-3. 6).

Проверка чувствительности токовых защит трансформаторов со схемами соединения обмоток звезда-звезда и треугольник - звезда с выведенной нейтралью на стороне 0,4 кВ ( ). Для защит таких трансформаторов производится проверка чувствительности не только при двухфазных КЗ, но и при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. В табл. 2-3 приведены выражения для определения расчетных токов в реле типовых схем максимальной токовой защиты на стороне 6(10) кВ указанных трансформаторов при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. Расчетные выражения составлены на основании векторных диаграмм полных токов в месте однофазного КЗ и после трансформации симметричных составляющих чепез трансформаторы со стандартными схемами соединения обмоток

Векторные диаграммы (рис.2-4) построены без учета тока нагрузки. Коэффициент трансформации трансформатора при этом условно принят равным 1 для наглядности сравнения между собой полных токов КЗ, проходящих на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора. Вектопная диаграмма полных токов на стороне высшего напряжения трансформатора(рис. 2-4,а) имеет такой вид из-за того, что симметричные составляющие нулевой последовательности не могут проходить в обмотке высшего напряжения, соединенной в звезду, поскольку одинаковое

направление этих токов здесь невозможно. Поэтому полный ток в поврежденной фазе на стороне 6(10) кВ составляет 2/3 полного тока однофазного КЗ в месте повреждения. Из векторной диаграммы токов на стороне высшего напряжения трансформатора (рис.2-4,б) видно, что полные токи на этой стороне враз меньше полного токаоднофазного КЗ в месте повреждения. Это объясняется, во-первых, тем, что симметричные составляющие нулевой последовательности не выходят за пределы обмотки высшего напряжения трансформатора, соединенной в треугольник, и, таким образом, отсутствуют в линейных токах на этой стороне трансформатора, и, во-вторых, поворотом системы векторов токов прямой последовательности на +30°, а системы

векторов токов обратной последовательности на —30° при трансформации со стороны звезды на сторону треугольника.

При недостаточной чувствительности максимальной токовой защиты к однофазным КЗ на стороне 0,4 кВ на трансформаторе дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности (см. примеры 2-1 и 2-2).

Таблица 2-3

Формулы для определения расчетных токов в реле максимальных токовых защит на стороне 6 (10) кВ при однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ

трансформаторов





Примечание. I к(I)- полный ток однофазного КЗ на стороне 0,4 кВ, приведенный к напряжению питающей стороны трансформатора, где установлена максимальная токовая защита; nT - коэффициент трансформации трансформаторов тока этой защиты.

 

Особенности расчетов токов КЗ для выбора уставок защит трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения (РПН). Как известно, на современных трансформаторах распределительных сетей 35 кВ и выше устанавливаются автоматические регуляторы напряжения, имеющие целью поддержать на шинах низшего напряжения (НН) трансформатора номинального напряжения при эксплуатационных изменениях напряжения на стороне высшего напряжения (ВН). Это достигается регулированием коэффициента трансформации трансформатора с помощью изменения напряжения, чаще всего со стороны ВН. Исключение составляют трансформаторы 110 кВ мощностью 2,5 MB-А, у которых устройство РПН на стороне НН (ГОСТ 12965-85). При изменении напряжения регулируемой стороны ВН обратно пропорционально ему изменяется ток на этой стороне, но при использовании всех отрицательных ответвлений обмотки РПН (рис.2-19) с номинальными напряжениями - 5% и ниже номинальный ток не должен превышать 1,05 номинального тока стороны ВН (ГОСТ 11677-85).

При регулировании напряжения на стороне ВН изменяется и сопротивление рассеяния трансформатора, отнесенное к стороне ВН (хтр), причем характер этого изменения зависит от конструктивных особенностей трансформатора. Для понижающих трансформаторов 110 кВ общего назначения (ГОСТ 12965-85) при

уменьшении коэффициента трансформации ( —Δ U <ыги>РПH ) сопротивление хтр уменьшается по сравнению со средним его значением, а при увеличении коэффициента трансформации (+ Δ U <ыги>РПH ) - увеличивается. В этом ГОСТ приведены расчетные значения напряжений КЗ (в процентах) не только для среднего положения регулятора РПН (uк ср ), но и для его положений на крайних ответвлениях регулируемой обмотки (РО): uк мин и uк.макс. Эти значения отнесены к номинальной мощности трансформатора и напряжениям среднего и крайних ответвлений РО, соответственно (см. приложение), причем крайнему «минусовому» ответвлению РО (—Δ U <ыги>РПH ) соответствует uк мин, а крайнему «плюсовому» ответвлению — uк макс. Есть примеры, когда «минусовому» ответвлению соответствует uк макс и наоборот. Однако и в этих случаях «минусовому» ответвлению РО соответствует xтр. мин (ГОСТ11920-85 для трансформаторов 35 кВ).

Для трансформаторов 110 и 35 кВ, у которых при —Δ U <ыги>РПH напряжение КЗ ик (в процентах) меньше среднего, а при + Δ U <ыги>РПH - больше среднего значения хтр (в омах), отнесенных к регулируемой стороне ВН, определяются по выражениям:



где U BH - напряжение на стопоне ВН. кВ: S ном. тр.- номинальная мощность трансформатора, МВ-А;— половина полного (суммарного)

диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора-  в процентах). Если напряжение Uмакс.BH по формуле (2-8) оказывается больше максимально допустимого для данной сети (табл. В-1), то Uмакс.BH в выражении (2-8) следует принимать по табл. В-1. Величину uк (в процентах) для положения регулятора, соответствующего UBH = UBH необходимо определить или экспериментально или путем интерполяции по известным

значениям uк ср и uк макс . Для существующих понижающих трансформаторов распределительных сетей 35 и 110 кВ с достаточной точностью в практических расчетах можно принимать искомое uк примерно равным паспортному uк макс . Например, у трансформатора с коэффициентом трансформации (115±16%) кВ/11 кВ по расчету Uмакс.BH = 115 (1+0,16) = 133,4 кВ. Но для этой сети (табл. В-1) Uмакс = 126 кВ, следовательно, в формулу (2-8) подставляется Uмакс = 126 кВ. В таких случаях



При нежелательном отсутствии паспортных данных величины xтр мин и хтр макс могут быть определены экспериментально. Для предварительных расчетов можно использовать параметры однотипных трансформаторов или параметры, приведенные в ГОСТ. У современных понижающих трансформаторов 110 кВ распределительных сетей с Δ U РПH = ±16% xтр при крайних положениях регулятора РПН может отличаться от среднего в 1,3 - 1,6 раза, а отношение хтр макс / xтр мин может быть в пределах 2-2,5 и даже больше. У трансформаторов 35 кВ (ГОСТ 11920-85) мощностью 4 и 6 MB-А при Δ U <ыги>РПH = ± 9% это отношение равно примерно 1,8 (для трансформаторов 35 кВ меньшей мощности это отношение значительно меньше). Очевидно, что большое различие в значениях хтр вызывает и значительные различия в значениях Iк. макс и Iк. мин - токах, протекающих по регулируемой стороне ВН при КЗ за трансформатором. Значения

I(3)к. макс необходимо для расчета Iс.з дифференциальных защит, расчетной проверки трансформаторов тока, согласования характеристик зависимых максимальных защит и др.; расчетная схема для вычисления этого тока используется также для приближенного определения тока самозапуска нагрузки. Значения Iк. мин необходимо для вычисления коэффициента чувствительности защит.

Вычисление максимально возможного тока КЗ I(3) к макс следует производить при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном ее режиме (хс.макс, отнесенном к Ucp сети ВН) и сопротивлении ххр мин, вычисленном по формуле (2-7). Значения ЭДС питающей системы на стороне ВН защищаемого трансформатора при точном расчете токов КЗ должны быть получены из электрических расчетов сети во всех возможных режимах ее работы. Однако это достаточно трудно выполнить для современных сложных схем электроснабжения. Для практических расчетов токов КЗ за понижающим трансформатором можно воспользоваться известным методом наложения аварийных токов на токи нагрузки трансформатора в предаварийном режиме. В основу этого метода положено предположение о постоянстве номинального напряжения на стороне НН (или СН) трансформатора, которое обеспечивается автоматикой РПН. В целях упрощения практических расчетов определение I(3)к. макс. Для выбора уставок релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН можно производить по выражению 2-9 из работы [9]:



где UHOM - номинальное междуфазное напряжение сети (табл. В-1).

По сравнению с расчетом методом наложения расчет по формуле (2-9) дает небольшое увеличение значения I(3)к. макс, что создает расчетный запас.

Приведение I(3)к. максBH к нерегулируемой стороне НН следует производить не по среднему коэффициенту трансформации трансформатора, а по минимальному, соот­ветствующему тому же крайнему положению РПН, при котором вычислялся этот ток:

Вычисление минимального тока КЗ I(3)к. мин следует производить при наибольшем сопротивлении питающей системы в минимальном ее режиме (xс мин ) и наибольшем сопротивлении рассматриваемого трансформатора, вычисленном с помощью выражения (2-8) или (2-8а). Значения ЭДС питающей системы на стороне ВН защищаемого трансформатора при точном расчете токов КЗ также должны быть получены из электрических расчетов сети. Но поскольку это достаточно трудно выполнимо, для практических расчетов I(3)к. мин также можно воспользоваться методом наложения.

В целях упрощения практических расчетов вычисления I(3)к. мин для выбора уставок релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН можно производить по выражению:



где Uмакс ВH = Uср.BH (1+Δ U <ыги>*РПH ) но не более имакс.(табл. В-1). При определении методом наложения минимально возможного тока КЗ за трансформатором ток нагрузки в доаварийном режиме считается равным нулю.



Приведение I(3)к. мин ВН к нерегулируемой стороне НН следует производить с помощью коэффициента трансформации, при котором вычисляется этот ток:

где Uмакс ВH - не более, чем указанное в табл. В-1.

Например, для понижающего трансформатора типа ТДН-16 000/110; 16 MB А; (115 ± 9*1,78%) кВ/11 кВ известны uк.ср = 10,5%; uк.мин = 10%; uк.макс =11%. Сопротивления питающей системы хс.макс =10 Ом; хс.мин = 20 Ом, приведенным к напряжению 110 кВ. Необходимо определить I(3)к. мин, I(3)к. макс при

трехфазном КЗ за трансформатором. Для этого с помощью выражений (2-7) и (2-8а) определяются сопротивления трансформатора:



Максимальные значения токов КЗ: по формуле (2-9)

Минимальные значения токов КЗ: по выражению (2-11)

 

 

 

Приближенный расчет тока самозапуска нагрузки для трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения (РПН). Максимальный ток самозапуска, проходящий по регулируемой стороне ВН трансформатора с РПН (Iсзп. макс. BH ), определяется так же, как ток I(3)к. макс при КЗ за сопротивлением затор­моженной нагрузки при xс.макс и хтр.мин по выражению, аналогичному (2-9):



где х'п.cум - сопротивление заторможенной нагрузки, приведенное к стороне ВН при минимальном коэффициенте трансформации трансформатора:

 

 

 



 

Сопротивление обобщенной нагрузки (х*нагр = 0,35), отнесенное к номинальной мощности трансформатора с РПН и минимальному напряжению его стороны ВН (при — Δ U <ыги>РПH определяется по выражению, аналогичному (2-7):



Здесь необходимо ответить, что имеющийся при расчете по формуле (2-13) расчетный запас учитывает, в частности, возможное увеличение тока самозапуска в случае автоматического включения под нагрузку находившегося в резерве трансформатора, у которого в этот момент регулятор РПН находится в крайнем «минусовом» положении, не соответствующем более высокому напряжению на выводах ВН.

Продолжая пример с трансформатором 16 MBА, определяем величину Iсзп. макс. BH по (2-13) при условии, что трансформатор может работать с полной нагрузкой и что нагрузка может быть представлена как обобщенная с х*нагр=0,35 (при отсутствии высоковольтных двигателей):




 

где по формуле (2-15)



По отношению к номинальному току трансформатора при этом же положении регулятора РПН Iном.тр.макс = 85 А , коэффициент самозапуска kсзп = 235/85 = 2,76. По току самозапуска определяется ток срабатывания максимальной токовой защиты без пуска по напряжению, установленной на стороне ВН, по условию (1-1). Для условий этого примера Iс.з = 352 А при kн = 1,2; kв = 0,8. При nT = 150/5 и схеме соединения трансформаторов тока в треугольник Iс.р = 20 А.

По табл. 2-1 Iр = 1,5I(3)к / nT = 1,5 • 545/30 = 27 А. Коэффициент чувствительности этой защиты kч= 27/20= 1,35< 1,5 [1].

Для сравнения вьполнив тот же расчет, но без учета влияния РПН на сопротивление трансформатора , получим значительно более высокий коэффициент чувствительности. Таким образом, наличие РПН приводит к существенному увеличению значения Iсзп и уменьшению I(3)к. мин , а следовательно, к снижению чувствительности максимальной токовой защиты трансформатора. Поэтому для трансформаторов с РПН, питающих нагрузку типа обобщенной или тем более высоковольтные двигатели, участвующие в самозапуске, оказывается необходимым, как правило, выполнять токовую защиту с пуском по напряжению.

Особенности согласования по току максимальных токовых защит трансформаторов с предыдущими защитами при наличии РПН. Как уже

отмечалось, при изменении напряжения на стороне ВН в сторону уменьшения ток на этой стороне увеличивается, а на стороне НН - остается неизменным. В связи с этим следует принимать несколько большие значения коэффициента kн.с в выражении (1-2). В рассматриваемых случаях этот коэффициент должен быть увеличен в k раз :



Однако для трансформаторов, выполненных по ГОСТ 11677-85, при использовании всех отрицательных ответвлений обмотки РПН с номинальными напряжениями - 5% и ниже номинальный ток не должен превышать 1,05 номинального тока стороны ВН. При этом условии k =1,05 (табл. 2-4).

 

Таблица 2-4

Значения kн.с для максимальных токовых защит понижающих трансформаторов



Тип реле защиты

Трансформаторы

трансформаторов на стороне ВН

отходящих линий на стороне НН

без регулирования напряжения

с регулированием напряжения на стороне ВН

РТ-40

РТ-40

1,25

1,3

РТ-40

РТ-80

1.3

1,35

РТ-40

РТВ

1,4

1,45

РТВ

РТВ

1,5

1,6

 


Время срабатывания максимальных токовых защит (tC.3) понижающих трансформаторов. Оно определяется из двух условий:

а) селективности с защитами предыдущих и последующих элементов (§1-1);

б) стойкости трансформатора при внешних коротких замыканиях.

По второму условию (ГОСТ 11677-85) продолжительность короткого замыкания на зажимах трансформатора не должна превышать значения tK, которое определяется по выражению (для масляных и заполненных негорючим диэлектриком трансформаторов):



где k - значение кратности тока КЗ для основного (среднего) ответвления, причем для трансформаторов мощностью более 1 MB-А ток КЗ должен вычисляться с учетом сопротивления питающей энергосистемы.

Однако значение tK и, следовательно, время срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов при КЗ на его зажимах (tC.3) не должны превышать:

4с - при КЗ на сторонах с номинальным напряжением 35 кВ и ниже;

Зс - при КЗ на сторонах с номинальным напряжением 110 кВ и выше.

Эти указания ГОСТ 11677-85 распространяются на трансформаторы, выпускаемые с 1 июля 1976. Для трансформаторов, выпущенных ранее, следует руководствоваться указаниями ГОСТ 11677-65.

Токовая отсечка на трансформаторах. Она выполняется, как правило, по схеме неполной звезды (рис. 2-1, б) с двумя реле. Условия расчета отсечки рассмотрены в главе 1. Определение максимального тока при КЗ за трансформатором с РПН производится по формуле (2-9).



Примеры расчета максимальной токовой защиты, токовой отсечки и специальной токовой защиты нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток 6(10)/0,4- 0,23 кВ.



Пример 1. Выбираются уставки максимальной защиты, токовой отсечки на стороне 6 кВ и специальной защиты нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ

трансформатора ТМ-1 (1000 кВА ), 6/0,4 - 0,23 кВ, uк = 5,5%, схема соединения Трансформатор подключен к шинам ЦРП промышленного предприятия (рис. 1-52, глава 1).

Решение. Рассчитываются токи при трехфазном КЗ: на стороне 6кВ — 4900 А; на стороне 0,4 кВ — 1400 А, приведенных к напряжению 6 кВ.

Рассчитывается коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки: kсзп = 2,5.

Выбирается ток срабатывания максимальной защиты на стороне 6 кВ, выполненной по схеме неполной звезды с двумя реле РТ-85, дешунтирующими соответственно два ЭО (табл. 2-2). По условию (1-1) ток срабатывания защиты должен быть не менее 330 А при kH = 1,1 ; kсзп = 2,5; kв = 0,8; Iраб.макс = Iном.тр = 96 А, приведенным к напряжению 6 кВ. По условию обеспечения бездействия защиты после работы АВР на стороне 0,4 кВ



где Iраб.макс.pез - максимальный рабочий ток секции 0,4 кВ, которая подключается к рассматриваемому трансформатору при срабатывании устройства АВР, принимается равным (0,65-0,7) Iном.тр; Iраб.макс - максимальный рабочий ток рассматриваемого

трансформатора, который в схеме с АВР не должен превышать (0,65-0,7) Iном.тр, чтобы не допускать опасной перегрузки трансформатора после действия АВР.

Предварительно принимается IС.З = 330 А, приведенным к напряжению 6 кВ, или 4950 А, приведенным к напряжению 0,4 кВ (345% Iном.тр). Проверяется согласование характеристики защиты трансформатора с наиболее высокой из характеристик срабатывания предыдущих защитных устройств элементов 0,4 кВ. Для примера на карте селективности рис. 2-5,а построена защитная характеристика 1 селективного автомата Ав наиболее мощного элемента 0,4 кВ ( токи приведены к напряжению 6 кВ). Характеристика 2 максимальной защиты трансформатора с реле типа РТ-85 и током срабатывания 330 А подбирается таким образом, чтобы обеспечить ступень селективности Δt >= 0,5 с при всех возможных значениях токов КЗ. При этом время действия защиты 2 в независимой части не следует допускать большим, чем 0,5-1 с, чтобы не увеличивать времени срабатывания защит питающих элементов 6 кВ (последующих) . При выполнении защиты 2 с реле типа РТВ следовало бы принять tc.з не менее 0,7 с в независимой части характеристики.

Проверяется чувствительность максимальной защиты трансформатора, выполненной по схеме неполной звезды (рис. 2-6,а).

а) При двухфазном КЗ за трансформатором. Расчетный ток в реле (табл. 2-1)





Ток срабатывания реле равен 8 А. Коэффициент чувствительности

Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,234-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5 [1]. Однако учитывая большую вероятность возникновения КЗ через переходное сопротивление и уменьшения из-за этого значения тока КЗ, рассчитанного без переходного сопротивления, весьма желательно обеспечивать более высокий коэффициент чувствительности защиты. В ГОСТ’ 28249-93 приводится методика определения тока КЗ с учетом переходного сопротивления на стороне 0,4 кВ при помощи коэффициентов снижения kс . Значения kс находятся в пределах 0,5 - 0,8 и, следовательно, желательно обеспечивать коэффициент чувствительности максимальной защиты трансформаторов 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ более 1,5. Однако, при большой рабочей нагрузке и большом значении токов самозапуска токи срабатывания МТЗ оказываются весьма велики (в данном примере 345% Iном.тр)- Наиболее целесообразным считается выполнение отдельной резервной защиты для подобных трансформаторов, которая по принципу действия не срабатывала бы при токах самозапуска нагрузки. Создать такую полноценную защиту на аналоговых реле не удалось. Ведутся разработки цифровой чувствительной защиты, которая была бы отстроена от токов самозапуска нагрузки (двигательной) по принципу действия [ 18 ].

б) При однофазном КЗ за трансформатором (рис. 2-6). Расчетный ток в реле (табл. 2-3) определяется по току однофазного металлического КЗ, который вычисляется без учета сопротивления питающей энергосистемы до места включения трансформатора и без учета переходного сопротивления в месте КЗ [1]:



Для трансформаторов со схемой соединениязначения       z0 тр в несколько раз больше, чем z1 тр. Это объясняется тем, что при однофазном КЗ на стороне низшего напряжения 0,4 кВ, благодаря глухо заземленной нейтрали на этой стороне, в обмотке 0,4 кВ трансформатора протекают токи прямой, обратной и нулевой последователь­ностей (рис. 2-4, а), в то время как в обмотке 6 (10) кВ - только токи прямой и обратной последовательностей. В результате токи нулевой последовательности являются целиком намагничивающими токами. Магнитные потоки, создаваемые этими токами, во всех стержнях магнитопровода направлены в одну сторону и поэтому замыкаются через стенки бака, изолирующую среду, стяжные болты, что и определяет высокое значение сопротивления намагничивания этих трансформаторов, а следовательно, и z0 тр по сравнению с z1 тр. Соответственно, и ток I(I)к имеет в несколько раз меньшее значение, чем ток трехфазного КЗ. По этой же причине (z0 тр>>z1 тр) в выражении (2-18) не учитывается сопротивление питающей системы, которое обычно имеет небольшую величину по сравнению с сопротивлением трансформатора приоднофазном КЗ. Значения этих сопротивлений, для трансформаторовразличной мощности следует принимать по литературе, выпущенной после 1969 г., в которой приведены уточненные в 1968 г. значения этих сопротивлений.

Для практических расчетов выражение (2-18) представляется следующем виде( 1 ) :





В выражениях (2-18) и (2-19) Z1тр и Z0тр — полные сопротивления соответственно, прямой и нулевой последовательностей трансформатора; k0 — коэффициент, показывающий, во сколько раз Z0тр больше Z1тр; Z(I) тр — полное сопротивление трансформатора при рассматриваемом виде КЗ; Uф - фазное напряжение (230 В для рассматриваемой сети 0,4-0,23 кВ). Значения сопротивлений 13 Z(I) тротнесенные к напряжению 0,4 кВ, даны в приложении.

Для трансформатора типа ТМ-1 (1000 кВ-A) 13 Z(I) тр = 0,027 Ом. Ток однофазного КЗ по выражению (2-18а) I(I)K = 230 В / 0,027 Ом = 8500 А, или

565 А, приведенным к напряжению 6 кВ, т.е примерно в 3 раза меньше, чем при трехфазном КЗ.

Из табл. 2-3 и рис. 2-6 видно, что расчетные токи в реле максимальной защиты, установленной на стороне 6 кВ, при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ будут равны: при двухрелейной схеме защиты (реле 1, 2)





при трехрелейной схеме (реле 1-3) 1р— 9,4 А.

Однако и трехрелейная схема не обеспечивает необходимого коэффициента чувствительности:         k(I)ч= IPIc.p.=9,4/8= 1,18<< 1,5. Поэтому дополнительно устанав-

ливается специальная защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ (реле 6 на рис. 2-6, а), предназначенная для работы при однофазных КЗ на землю[1].

Выбираются ток и время срабатывания специальной защиты нулевой последовательности на стороне 0,4 кв. Ток срабатывания выбирается по следующим условиям.

а)    Отстройка от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформаторав нормальном режиме (Iн.б <= 0,25Iном.тр - ГОСТ11677-75):



б) Согласование чувствительности и времени с характеристиками защитных устройств электродвигателей и линий 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности, т. е. согласование с характеристиками предохранителей или максимальных расцепителей автоматов.

в) Обеспечение достаточной чувствительности при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (kч.осн = 2). Следует также обеспечить резервирование защитных устройств элементов 0,4 кВ.

Для условий рассматриваемого примера Iном.тр = 1450 А, приведенным к напряжению 0,4 кВ. По условию п. «а» Iс.з. = 0,5 • 1450 = 725А. По условию п. «б» ток срабатывания защиты надо выбрать таким образом, чтобы обеспечить ступень селективности с характеристиками защитных устройств элементов 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности.

На рис. 2-5, б построены защитные характеристики 1 наиболее мощных элементов 0,4 кВ, защита которых может осуществляться с помощью предохранителей (Пр) или автоматов (Лв). Очевидно, что по условию п. «б» следует принять ток срабатывания защиты нулевой последовательности 2 равным Iс.з.= > 3300 А при tс.з. = 0,6 с (рис.2-5, б). При этом коэффициент чувствительности для основной зоны защиты

Однако выбранные таким формальным образом уставки для защиты нулевой последовательности (реле 6 на рис. 2-6, а) ни в коем случае нельзя принять как рабочие. Во-первых, время срабатывания этой очень важной защиты не следует устанавливать более 0,3 сек., так как опыт эксплуатации показывает, что в сетях этого класса напряжения однофазное КЗ на землю существует лишь в короткий момент времени, а затем здесь происходит междуфазное КЗ и, следовательно, ток нулевой последовательности исчезает и защита с реле 6 не может сработать. По этой же причине нежелательно выполнять реле 6 с обратнозависимой времятоковой характеристикой, например, типа РТ-80 (как это, к сожалению, встречается на практике).

Наряду с этим очень большое значение тока срабатывания выбранное по условию согласования чувствительности (3300 А) делает эту защиту малоэффективной, хотя, как известно, однофазные КЗ на землю являются наиболее частым видом повреждения, и надо стремиться к их быстрому отключению до возникновения междуфазного КЗ в этой же точке. Следует помнить, что защита нулевой последовательности («земляная») не требует отстройки от симметричных токов пуска и самозапуска двигательной нагрузки, и загрублять эту защиту нецелесообразно.

Каков же путь для уменьшения тока срабатывания «земляной» защиты (реле 6 на рис. 2-6,а). Во-первых, снижение тока срабатывания рассматриваемой защиты может быть достигнуто путем выполнения на всех или хотя бы на наиболее мощных элементах 0,4 кВ (электродвигателях и линиях, питающих электродвигатели) специальных защит нулевой последовательности от КЗ на землю, (земляных), которые могут иметь небольшие токи срабатывания (100-200 А), поскольку не должны отстраиваться от режимов перегрузки. Они действуют без выдержки времени. Надо отметить, что этот путь наиболее целесообразный для российских условий. Хотя он требует определенных затрат, но они безусловно окупятся, о чем свидетельствует многолетний опыт эксплуатации электроустановок. Второй путь состоит в том, чтобы используя «Правилам» [1], не согласовывать рассматриваемую защиту нулевой последовательности с защитами отходящих элементов 0,4 кВ, т.е. допускать неселективное отключение трансформатора 6/0,4 кВ или 10/0,4 кВ при однофазном КЗ через переходное сопротивление на каком-либо из этих элементов 0,4 кВ. Коэффициент чувствительности в зоне резервирования в этом примере не рассчитывается.

Выбирается ток срабатывания отсечки на реле РТ-85. По выражению (1-17)

Ic.о= > 1,6*1 400 = 2 200 А, где kн = 1,6. Кратность отсечки 2 200/330 = 6,7, что может быть выполнено на реле этого типа. Коэффициент чувствительности при

двухфазном КЗ в месте установки отсечки kч = 0,865* 4 900/2 200 = 1,93 = 2, что соответствует «Правила» [1 ] . При выполнении отсечки на реле другого типа, обеспечивающих более высокую точность, например РТ-40, можно принять меньшее значение: kн= 1,3-1,4, и тогда Ic.o= 1850 А, k(2)ч = 2,3 > 2.

Достаточно чувствительная токовая отсечка необходима для быстрого отключения КЗ на выводах 6(10) кВ и частично в самом трансформаторе, а также для снижения времени действия защит питающих элементов.

Защита 4 питающего фидера должна иметь независимую от тока характеристику, чтобы tc.з.4 < 0,4-0,5 сек (рис.2-7).

Защита 4 имеет достаточную чувствительность в основной зоне: k(2)ч.осн = 0,865 * 4 900/2 860=1,5

При выполнении отсечки на реле типа РТ-40 Iс.з.4 = 1,3 *1 850 = 2 400 А и чувствительность защиты 4 оказывается более высокой: k(2)ч.осн = 1,77; k(2)ч.резз>1,2. Но

повреждения за трансформаторами не резервируются, что допускается «Правилами» [1].

Производится расчетная проверка трансформаторов тока, проверка чувствительности реле зашиты и ЭО после дешунтирования по условиям (2-2) и (2-2а), а также проверка допустимости применения реле РТ-85 по максимальному значению тока КЗ. Частично этот расчет повторяет то, что рассмотрено в главе 1.

а) Проверка на 10%-ную погрешность производится при токе срабатывания

отсечки (2 200 А); k10 = 1,1-2 200/200 = 12,1, чему соответствует допустимое сопротивление нагрузки zн.доп = 0,7 Ом. Фактическая расчетная нагрузка не превышает 0,7 Ом и в режиме до дешунтирования ЭО погрешность ε < 10%.

б) После дешунтирования ЭО значение z н.расч возрастает на 2,3 Ом (ZЭО)> становится больше, чем 0,7 Ом и, следовательно, погрешность трансформаторов тока превышает 10%. Определяется действительная токовая погрешность трансформаторов тока в режиме после дешунтирования ЭО при токе надежного срабатывания токовой отсечки, т, е. при kч•Iс.o = 2 • 2200 = 4400 А, чему соответствует kмакс = 4 400/200 = 22. Допустимое значение k10доп = 3,7. Коэффициент А = 22/3,7 = 6, a f = 73 %, Однако с учетом низкого коэффициента возврата электромагнитного элемента реле РТ-85 (0,3 :-0,4) чувствительность отсечки по выражению (2-2) практически не уменьшается после дешунтирования ЭО и, следовательно, возврата реле РТ-85 не произойдет:

в) Производится проверка чувствительности ЭО по условию (2-2а). При токе надежного срабатывания ЭО 1,4 • 5 = 7А предельная кратность k10 = 1,4, чему соответствует zн.доп = 7 Ом, то есть значительно больше, чем zн.paсч = 2,68 Ом. Следовательно, ε < 10 % и тем более f < 10 %. Для этой схемы значение kу = 1 (табл. 2-2). При КЗ за трансформатором (1 400 А) ток Iр.мин = 0,865 • 1 400/40 = 30 А (табл. 2-1). Коэффициент чувствительности ЭО по выражению (2-2а) kч ЭO = 30/5 = 6, что значительно больше, чем требуется (1,2 -1,5 = 1,8).

г) Проверяется точность работы реле типа РТ-85 при максимальном токе КЗ (4900 А). По значению zн.paсч = 0,38 Ом до дешунтирования ЭО определяется k10доп =16, затем kмакс = 4 900/200 = 24,5 и коэффициент А = 24,5/16 = 1,53, при котором f = 30 %, что меньше допустимых 50 %.

д) Максимальное значение напряжения на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при kмакс =  24,5 после дешунтирования ЭО U2 макс = √ 2 • 24,5 • 5 • 2,68 = 463 В, что меньше допустимого (1 400 В).

е) Максимальное значение вторичного тока I2 макс= 4900/40 = 123 А < 150 А Таким образом, расчеты показывают допустимость применения схемы с двумя реле РТ-85 и двумя дешунтируемыми ЭО для условий этого примера.

Для защиты рассматриваемого трансформатора могут быть использованы реле тока прямого действия: два РТВ (максимальная защита) и два РТМ (отсечка). Ток срабатывания зашиты по условию (1-1)   Iс.з = 1,3 • 2,5 • 96/0,7 = 445 А; Iс.р =445/40 = 11,1 А. Принимая Iс.р = 12 А, получаем Iс.з= 480 А. Предварительно определяется коэффициент чувствительности k(2)ч = 0,865 • 1400/480 = 2,5 >1,5.

Ток срабатывания отсечки по условию (1-11) Iс.о = 1,6*1 400 = 2 200 А, Iс.p = 2 200/40 = 55 А. Предварительно kч.о = 0,865* 4 900/2 200 = 1,93 = 2.

Для окончательного определения коэффициента чувствительности защиты и отсечки производится расчетная проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность при токе срабатывания отсечки: k10 = 1,1-2200/200 = 12, чему соответствует zн.доп = 0,7 Ом. Фактическое расчетное сопротивление нагрузки zн.pасч = 2rпр + zpтм + zpтв + rпер Сопротивление реле РТВ в приводе выключателя ВМПП-10: zртв = 80,4/122 = 0,56 Ом, где S = 80,4 В-A. С учетом остальных сопротивлений получаем z <ыги>н.pacч = 0,1 + 0,11 + 0,8 • 0,56 + 0,05 = 0,71 Ом, т.е. примерно столько же, сколько допустимо по условию ε= 10%. Таким образом, f < 10%. Поэтому коэффициенты чувствительности защиты и отсечки могут рассчитываться без учета погрешности трансформаторов тока. В этом примере они имеют необходимые значения (см. выше). В некоторых случаях может оказаться

f > 10% и отсечка будет недостаточно чувствительной.

Время срабатывания реле РТВ в независимой части принимается равным 0,7 с (характеристика 2'на рис.2-5,а). Селективность действия защит 1 и 2 обеспечивается при всех значениях тока КЗ



Пример 2.

Для условий предыдущего примера выбипаются уставки защит такого же трансформатора, но со схемой соединения обмотокрис.2-8).                                          



Решение Ток срабатывания максимальной токовой защиты с реле типа РТВ выбирается так же, как в примере 1: Iс.з = 445 А. Ток срабатывания реле 1-3 максимальной защиты, выполненной по схеме рис.2-8,а, Iс.р = 445-1,73/40= 19,2 А. Ближайшая большая уставка на реле РТВ-VI равна 20 A ( Iс.з = 460А). Проверяется чувствительность максимальной защиты,

а)   При двухфазном КЗ за трансформатором расчетный ток в реле (табл. 2-1):



Коэффициент чувствительности = 52,5/20 = 2,6.

б)   При однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора со схемой соединения обмоток , поскольку у этих трансформаторов z0.тр=z1.тр

Для данного примера, следовательно, I(I)K = 1400 А, приведенным к напряжению 6 кВ

(причем этот ток вычислен с учетом сопротивления питающей сети). Из табл. 2-3 для схемы защиты рис. 2-8, а



и принимается за расчетный. В двух других реле проходит по половине этого тока. Коэффициент чувствительности k <ігз>(I) ч = 40,5/20 = 2. Таким образом, k <ігз>(I) ч в 1,3 раза меньше k <ігз>(2) ч . При двухрелейной схеме k <ігз>(I) ч =1 (табл.2-3).

В целях экономии одного из трех трансформаторов тока максимальная защита трансформаторавыполняется  по схеме неполной звезды с тремя реле (так, как

показано на рис.2-8,в) или с двумя реле (если позволяет чувствительность к двухфазным КЗ.). Чувствительность к однофазным КЗ у этих схем защиты одинакова (табл. 2-3), но несколько (примерно на 15 %) ниже, чем у схемы треугольника с тремя реле (рис. 2-8, а). Действительно, из табл. 2-3 для схемы неполной звезды

Ток срабатывания реле Iс.р = 445/40 =11 А. Если можно было быпринять эту уставку (например, при выполнении защиты с РТ-40), то k <ыгз>(I) ч = 20/11 = 1,8 (вместо 2). Но для реле РТВ ток ближайшей уставки равен 12 А (выключатель ВМПП-10). Тогда k <ыгз>(I) ч=20/12= 1,67.

При двухфазном КЗ для схемы защиты с тремя релеи k <ыгз>(2) ч= 35/12 = 2,9. Очевидно, что схема защиты с двумя реле была бы недостаточно чувствительна.

При выполнении максимальной зашиты этого же трансформатора с реле РТ-40 или РТ-80 можно принять Iс.з = 320 А и Iс.р = 8 А (пример1). Чувствительность защит при трехрелейной схеме 4,3, при двухрелейной 2,15. Несмотря на это, для улучшения дальнего резервирования целесообразно выполнить защиту с тремя реле [1]. Не допускается выполнять эту защиту с пусковым органом напряжения.

Несмотря на то, что максимальная токовая защита на трансформаторах со схемой соединения обмотокможет быть достаточно чувствительна к однофазным КЗ на

стороне 0,4 кВ, целесообразно устанавливать и специальную защиту нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ (пример 1), главным образом, для улучшения резервирования однофазных КЗ на землю в сетях 0,4 кВ. Выбор уставок этой защиты производится по тем же условиям, что и в примере 1, за исключением того, что ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса в нулевом проводе выбирается как Iс.з >= 1,2 Iном.тр , поскольку нулевой провод у трансформатороврассчитан

на прохождение тока до 0,75 номинального (ГОСТ 11677-85).

Выбирается ток срабатывания токовой отсечки с одним реле типа РТМ (реле 4), включенным на разность токов фаз С и В (рис. 2-8, а). Из примера 1 ток срабатывания отсечки равен 2 200 А. Ток срабатывания реле

Для определения коэффициента чувствительности1 отсечки при двухфазном КЗ на стороне 6 кВ вычисляется расчетный ток в реле (табл. 2-1):

Коэффициент чувствительности равен 1,1, т. е. отсечка неэффективна. При установке трех реле отсечки (схема рис. 2-1, в), как видно из табл. 2-1, можно увеличить чувствительность в 2 раза, но выполнение этой схемы потребует больших затрат.

При выполнении отсечки по более простой схеме - неполной звезды с двумя реле {4 и 5 - рис. 2-8, в) - Iс.р = 2200/40 = 55 A; k <ыгз>(2) ч= 110б/55 = 1,93. Эта схема обычно

и применяется. При выполнении этой отсечки на реле типа РТ-40   Iс.o =1850 А (пример 1) и чувствительность отсечки значительно выше.

Расчетная проверка трансформаторов тока и проверка чувствительности с учетом действительной токовой погрешности для варианта выполнения защиты на реле прямого действия РТВ и РТМ производится, с учетом того, что устанавливаются три реле РТВ (1, 2, 3 на рис. 2-8, в) и фактическое расчетное сопротивление нагрузки zн.расч = 2rпр + zPTM + 2zPTB + rпер (при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ трансформатора). Принимая значения сопротивлений из предыдущего примера, zн.расч =0,1 + 0,11 +2• 0,8 • 0,56 + 0,05 = 1,15 Ом, что больше допустимого (0,7 Ом из предыдущего примера для k10 = 1,1 -2200/200 = 12). Следовательно, погрешность трансформаторов тока превышает 10 % и это может привести к недопустимому снижению чувствительности отсечки и даже к отказу срабатывания. Для обеспечения необходимой чувствительности отсечки следует либо снизить токовую погрешность трансформаторов тока, либо выполнить защиту на реле РТ -85 (с дешунтированием ЭО) или РТ-81, РТ-40 (при наличии оперативного постоянного или выпрямленного тока), или использовать цифровые реле.

При выполнении защиты на реле РТ-85 с током срабатывания 320 А (уставка на реле 8 А) и током срабатывания отсечки 2 200 А ( kотс =7) могут быть установлены 2 реле, поскольку при этом коэффициент чувствительности 2,15 (см. выше). Расчетная проверка трансформаторов тока, проверка чувствительности реле защиты и ЭО после дешунтирования по условиям (2-2) и (2-2а), а также проверка допустимости применения реле РТ-85 по максимальному значению тока КЗ производится так же, как в примере 1.

При необходимости повышения чувствительности защиты в основной зоне и в зоне резервирования могут устанавливаться три реле РТ-85, но при этом в одном из реле (третьем, дополнительном) должна быть изменена схема внутренних соединений по сравнению с заводской. Проверка чувствительности ЭО по выражению (2-2а) должна производиться с учетом kу = 2, так как обычно в приводе устанавливаются два ЭО. Таким образом, трехрелейная схема эффективна, если ток срабатывания ЭО по крайней мере в 2 раза меньше тока срабатывания реле защиты.

Расчетная проверка трансформаторов тока до дешунтирования ЭО производится при токе срабатывания отсечки (2 200 А), так же, как в примере 1 ε< 10 %. После дешунтирования ЭО следует проверить чувствительность отсечки (так же, как в примере 1), а также чувствительность максимальной токовой защиты с учетом

действительной токовой погрешности трансформаторов тока и коэффициента возврата реле РТ-85. Расчетным током является ток перехода характеристики РТ-85 на независимую часть, для 1 -секундной характеристики примерно 4Iс.з = 4 *320 = 1 280А Расчетное сопротивление нагрузки при двухфазном КЗ за трансформаторомпо данным предыдущих примеров zн.расч = Зrпр + 3zp + zэo + rпер = 0,15 + 0,3 + 2,3 + +0,05 = 2,8 Ом. Принимая во внимание небольшие значения сопротивлений реле РТ-85, а также соединительных проводов в комплектных распределительных устройствах 6(10) кВ по сравнению с сопротивлением ЭО, расчетное сопротивление лишь немного возросло по сравнению с сопротивлением при КЗ до трансформатора (на 0,15 Ом). При zн.расч = 2,8 Ом значение k10доп = 3,5. Максимальная кратность тока kмакс = 1 280/200 = 6,4, коэффициент А = 6,4/3,5 =1,9, погрешность f =40 %. Чувствительность защиты, определяемая по выражению (2-2), не снижается благодаря низкому значению коэффициента возврата электромагнитного элемента реле типа РТ-85.

Проверка чувствительности ЭО производится без учета погрешности трансформаторов тока, так как ε < 10 % (пример 1). Коэффициент чувствительности ЭО по выражению (2-2а) при kу = 2: kч.эо= 0,5*35/5 = 3,5, где I(3)р.мин= 1400/40 =35 А Чувствительность выше требуемой (1,8).

Расчетная проверка точности работы реле РТ-85 и определение максимальных значений напряжения и тока производятся так же, как в примере 1.

При выполнении защиты трансформатора на постоянном оперативном токе с реле РТ-40 или РТ-81 расчетная проверка трансформаторов тока производится в

соответствии с § 1-5 и состоит из проверки на 10 % -ную погрешность (ε < =10 %), проверки надежности работы контактов реле РТ-40 (fpaсч<= 50 %) при Iк.макс=4900 А и проверки отсутствия опасных перенапряжений при том же максимальном значении тока КЗ.



Примеры расчета максимальной токовой защиты трансформаторов со схемами соединения обмоток

Пример 3. Выбираются уставки максимальной токовой защиты и токовой отсечки на понижающем двухобмоточном трансформаторе однотрансформаторной подстанции. Мощность трансформатора 4 MB-А; напряжения КЗ uк.мин = 8,6 % ; uк.ср=7,5 % и uк.макс = 7 % ; коэффициент трансформации N=(35 ±9%) кВ/11 кВ. Максимальная защита состоит из двух комплектов: одного на стороне 35 кВ с действием на включение короткозамыкателя КЗ, другого - на стороне 10 кВ с действием на отключение выключателя ввода 10 кВ при КЗ на шинах подстанции (рис. 2-9). На стороне 35 кВ защита выполнена с независимой выдержкой времени по схеме неполной звезды; по этой же схеме выполнена и токовая отсечка. На стороне 10 кВ защита имеет зависимую характеристику, реле РТВ, схема - неполная звезда. Использование двух комплектов максимальных защит двухобмоточных трансформаторов на подстанциях с переменным оперативным током проще, а для осуществления ближнего резервирования - надежнее, чем выполнение одной защиты с двумя ступенями по времени. Однако защита с реле РТВ требует большего тока Iс.з, чем защита с реле РТ-40, из-за меньшего коэффициента возврата [условие (1-1)], а, кроме того, условие согласования чувствительности двух комплектов максимальных защит может вызвать увеличение Iс.з у последующей защиты трансформатора.

На рис. 2-9, а указаны заданные уставки защиты питающей линии 35 кВ, а также уставки защиты одной из отходящих линий 10 кВ, имеющей'наибольшие ток и время срабатывания (наиболее высокую характеристику).

Решение. Рассчитываются токи трехфазного КЗ при максимальном и минимальном режимах питающей системы для точек К1 и К2, xc.макс = 8,5 Ом; хс.мин = 9 Ом. Для точки К2 по формулам (2-7)-(2-12) определяются:





Рассчитывается ток самозапуска нагрузки, считая, что 70% мощности трансфор­матора составляет обобщенная нагрузка, а 30% — бытовая. Сопротивление обобщен­ной нагрузки в соответствии с выражением (2-15) хнагр = 0,35 • 31,82/ (0,7 • 4) = =126 Ом; сопротивление бытовой нагрузки при Iнагр = 0,3 Iном.тр = 03 • 210 = 63 А

хнагр = 10500/(√ 3 • 1,3 • 63)— 74 Ом; приведенное к стороне ВН по формуле (2-14) х'нагр = 74 • (31,8/11)2 =618 Ом. Суммарное сопротивление нагрузки х'нагр = 126 • 618/(126 + 618) = 104 Ом. Согласно выражению (2-13) Iсзп.макс.ВН = 35000/(√3(8,5 + 21,7 + 104)] =155 А. По отношению к номинальному току трансформатора на стороне 35 кВ (66 А) kсзп = 155/66 =2,35. Ток самозапуска на стороне НН 155 • 31,8/11 = 448 А.

Ток срабатывания защиты 2 по условию (1-1) Iс.з2>= 1,3 * 448/0,65 = 900 А, т. е., более 400 % номинального тока трансформатора на стороне НН (принято, что трансформатор загружен полностью). Подключение к трансформатору дополнительной нагрузки в результате действия АВР в сети 10 кВ в данном примере не рассматривается.

По условию согласования чувствительности защит 2 и 1 Iс.з2>= 1,5 (200+ 130) = =500 А, где kн.с = 1,5 для реле типа РТВ; суммарная нагрузка неповрежденных линий 10 кВ (130 А) принимается равной разности между номинальным током трансформатора (210А) и рабочим током поврежденной линии (80 А), с защитой которой производится согласование.

Для выбранного тока срабатывания защиты 2 (900 А) при nт = 300/5 определяется ток уставки реле PTB-II, равный 15А. Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ в точке k(2)ч = 0,865 • 1900/900 =1,8 > 1,5.

Определяется время срабатывания защиты 2 из условия обеспечения ступени селективности 0,7 С защитой 1 в начале зоны действия последней. При максимальном токе КЗ 2240 А защита 1 работает в независимой части характеристики с tc.зl = 1 С, следовательно; tc.з2 >= 1,7 С. Характеристики защит 1 и 2 построены на карте селективности (рис. 2-9, б).

Ток срабатывания защиты 3 на стороне ВН по табл. 2-4 Ic.з >= 1,45 *900 *11/35 = =410 А приведенным к стороне 35 кВ, что составляет 620 % номинального тока трансформатора на стороне ВН и является неприемлемым из-за недостаточной

чувствительности к КЗ в основной зоне:

даже  при трехрелейной схеме (рис. 2-1,6).

Для повышения чувствительности защиты 3 можно не согласовывать ее по току срабатывания с защитой 2, но это может приводить к излишним срабатываниям защиты 3 при КЗ в сети НН и излишним отключениям BJ1 35 кВ при включении короткозамыкателя КЗ. Поэтому в типовых схемах максимальная токовая защита двухобмоточных трансформаторов выполняется только на стороне ВН и имеет две ступени выдержки времени, первая из которых предназначается для отключения выключателя на стороне НН, а вторая - для включения коротказамыкателя КЗ на стороне ВН. Защиту 2 с реле РТВ желательно сохранить для целей ближнего резервирования - на случай отказа защиты 3.

Реле защиты 3 включают по схеме рис. 2-1, г (треугольник с двумя реле). Ток срабатывания для этой защиты с реле РТ-40 по условию (1-1) c.з3I= 1,2 • 155/0,8 = =230 А (или 730 А на стороне НН), что составляет 350 % номинального тока трансформатора. Согласование чувствительности с защитами 1 отходящих линий (табл. 2-4) обеспечивается: Ic.з3   >= 1,45(200 + 130) = 480 А. Выбирается ток срабатывания реле: Iс.р = 230 • 1,73/60 = 6,6 А. Коэффициент чувствительности при КЗ за трансформатором k(2)ч =13,7/6,6 = 2 > 1,5, где Iр.мин = 1,5 • 550/60 = 13,7 А (табл. 2-1). Коэффициенты чувствительности защиты в зонах дальнего резервирования в этом примере не рассматриваются.

Время срабатывания защиты 3 с независимой характеристикой определяется таким образом, чтобы при Iк = Iс.з 3= 730 А обеспечивалась необходимая ступень селективности с предыдущей защитой 1, имеющей зависимую характеристику. Реле защиты 1 типа PTB-IV при Iк = 730 А работают уже в независимой части

характеристики (кратность тока 730/200 = 3,7). Поэтому у защиты 3: t1с.з = 1,7 с (на отключение ввода 10 кВ) и t2с.з = 2,3 с (на включение коротказамыкателя). Характеристика двухступенчатой защиты 3 показана на рис. 2-9, б, выбранные уставки - на схеме рис. 2-9, а.Определяется ток срабатывания отсечки: Iс.0 >= 1,4 • 775 = 1 080 А, приведенным к стороне ВН. Коэффициент чувствительности отсечки определяется при двухфазном КЗ в месте ее установки (точка К1) в минимальном режиме питающей

системы: k(2)ч = 0,865- 2 300/1 080 = 1,85 = 2 [1].

Производится расчетная проверка трансформаторов тока типа ТВТ-35М, встроенных во вводы трансформатора, и определяется допустимость применения схемы защиты с дешунтированием ЭВ короткозамыкателя 35 кВ.

а) Проверка на 10 %-ную погрешность до дешунтирования ЭВ производится в соответствии с § 1-5 для защиты, создающей наиболее тяжелые условия для трансфор­маторов тока, при которых получается наименьшее значение zн.доп. В этом примере для максимальной токовой отсечки: k10 = 1, 1-1080/300 = 4, допустимое сопротивление 4

Ом (см. кривые предельных кратностей для ТВТ-35М в Приложении II). Для двух последовательно включенных одинаковых вторичных обмоток ТВТ допустимое сопротивление 8 Ом. Расчетная нагрузка для схемы соединения трансформаторов тока в треугольник: zн.расч = 3 rпр +3zp +  rпер  =3 • 0,29 + 3 • 0,36 + 0,05 = 2 Ом < 8 Ом. Здесь zp = zpтм + zpтo + zрп+ zpвм, где pтм, z pтoсопротивления токовых реле типа РТ- 40 максимальной защиты и отсечки, принимаются приближенно равными: zp =0,5/102 = 0,005 Ом, zpвм = 10/(2-5)2 = 0,1 Ом - сопротивление реле типа РП-341; zpbm = Ю/(2-5) =0,1 Ом - сопротивление реле времени типа РВМ-12. В некоторых типовых схемах защиты трансформаторов 110 и 35 кВ упрощенных подстанций в цепи трансформаторов тока на стороне ВН включается трехфазное реле тока типа РТ-40/Р-5 в качестве органа контроля тока трансформатора Контакт этого реле используется в схеме автоматики отключения отделителя 110 (35) кВ в бестоковую паузу. Полное сопротивление этого реле в зависимости от проходящего по обмоткам тока (для наиболее загруженной фазы) равно 0,4 Ом при токе 7 А, 0,25 Ом при токе 15 А и 0,15 Ом при токе 25 А. В данном случае I2расч = 1080*√3/60 = 31 А сопротивление этого реле можно принять 0,15 Ом. Суммарное сопротивление всех реле тока 0,36 Ом.

Сопротивление алюминиевых проводов при длине 40 м rпр = 40/(34,5 • 4) = =0,29 Ом. Следовательно, ε < 10 %.

б) Проверка надежности работы контактов реле РТ-40 производится при макси­мальном значении тока КЗ в месте установки защиты (2 500 А): kмакс = 2 500/300 = 8,3, k10 = 4 (см. выше, п. «а»), коэффициент А = 8,3/4 = 2,1, f = 42%. что меньше допустимых 50 %.

в) Проверка в режиме после дешунтирования ЭВ, когда zн.pacч увеличивается на3zЭB =7 Ом и становится равным 9 Ом: U2T = √2 • 8,3 • 5 • 9 = 530 В < 1400 В.

г) Максимальное значение тока, дешунтируемого контактами реле РП-341, I2к.макс= 2500 • 1,73/60 = 72 А <150 А.

д) Определяется чувствительность промежуточного реле типа РП-341, реле времени РВМ-12 и ЭВ короткозамыкателя, имеющих ток срабатывания 5 А (вторичных) или 173 А, приведенных к стороне 35 кВ (nт = 300/5, соединены в треугольник). Чувствительность реле времени, так же как и измерительных реле тока РТ-40, может проверяться только в режиме до дешунтирования ЭВ, поскольку после дешунтирования ЭВ усиленными контактами реле РП-341 последнее самоудерживается своими вспомогательными контактами. Поскольку до дешунтирования ЭВ погрешность трансформаторов тока не превышает 10% (п. «а»), kч = 13,7/5 = 2,7 > 1,5, где ток при КЗ равен 13,7 А из этого примера.

Чувствительность реле РП-341 и ЭВ проверяется по выражениям (2-2) и (2-2а) с учетом действительной погрешности трансформаторов тока после дешунтирования ЭВ, которая определяется при токах КЗ, соответствующих токам их надежного срабатывания. Для ЭВ предельная кратность k10= 1,8• 5/1,5 • 5 = 1 /2 и zн. доп = 6,5 Ом, что меньше zн.pacч = 9 Ом в режиме после дешунтирования ЭВ. Следовательно, ε и f больше 10 %.

Определение значений тока намагничивания и полной погрешности трансформаторов тока (ε > 10.%) в режиме после дешунтнрования ЭВ производится с помощью выражений (2-3) - (2-5). По выражению (2-3)



где zн.pacч = 9 Ом (см. выше); z2T = 0,18 Ом для трансформаторов тока типа ТВТ-35М. Если имеется вольт - амперная характеристика, снятая у трансформаторов тока, то по ней определяется значение тока намагничивания, как показано в примере к рис. 2-3 ,а. Если вольт-амперные характеристики этих трансформаторов тока отсутствуют, например при проектировании, то значение тока намагничивания определяется по выражениям (2-4), (2-5) и данным завода-изготовителя. Для ТВТ-35М

с nт= 300/5: ω 2 = 39, Q = 46,8 • 10 -4 м2, Lcp= 0,88м. При U2T= 56 В (см. выше) определяется по (2-4) значение Вмакс = 56/(4,44 -50-0, 00468 • 39) = 1,4 Тл. Для двух последовательно включенных одинаковых вторичных обмоток этого трансформатора тока Вмакс = 0,7 Тл. По типовой кривой намагничивания трансформаторной стали (рис. 2-3, б) при Вмакс = 0,7 Тл определяется значение Н = 36 А/м. По выражению (2-5) ток намашичивания Iнам = 36 • 0,88/39 = 0,81 А,

ε = 0,81*100/6 = 15 %. Чувствительность реле РП-341 в режиме после дешунти­рования ЭВ по выражению (2-2) может не проверяться, так как благодаря низкому коэффициенту возврата этого реле (0,З-0,4) коэффициент чувствительности не снижается по сравнению с режимом до дешунтирования ЭВ даже при f = 60-70 %. Чувствительность ЭВ по выражению (2-2а) соответствует «Правилам» [1]:



где kу = 1 (табл. 2-2). Таким образом, схема с дешунтированием ЭВ короткозамыкателя может быть применена.

Аналогично проверяются трансформаторы тока на стороне 10 кВ трансформатора.

Определяется ток срабатывания реле РТБ блокировки отключения отделителя ОД, которое должно надежно, с kч > 2, срабатывать при включении короткозамыкателя КЗ, т. е. при токе двухфазного КЗ в точке К1 в минимальном режиме работы системы; ток принимается равным 400 — 600 А, приведенным к стороне 35 кВ.

Пример 4. Выбираются уставки максимальной защиты трансформаторов 110 кВ двухтрансформаторной подстанции. Все необходимые данные приведены на схеме рис.2-10,а и в тексте примера Параллельная работа трансформаторов не предусматривается. Секционный выключатель 10 кВ находится в автоматическом резерве (АВР).

Решение. Рассчитываются токи трехфазного КЗ при максимальном и минимальном режимах питающей системы для точек К1 и К2 по следующим данным: хс.макс =15 Ом, хс.мин=36 Ом, uк макс 11 %, uк мин= 9,5%, uк с = 10,5 %. Для точки К2 по формулам (2-7) - (2-12) определяются: хтр мин= 0,095 • 96,62/б,3 =141 Ом; хтр макс = 0,11 • 1262/6,3 = 277 Ом;



Токи КЗ показываются на схеме рис. 2-10, а (в числителе максимальные, в знаменателе - минимальные).

Рассчитывается ток самозапуска нагрузки с учетом того, что нагрузка типа - обобщенной (x*нагр = 0,35). Сопротивление обобщенной нагрузки, отнесенное к номинальной мощности трансформатора и наименьшему напряжению стороны ВН (96,6 кВ), по выражению (2-15) х'нагр = 0,35 • 96,62/б,3 = 520 Ом. Согласно формуле (2-13)





По отношению к максимальному рабочему току трансформатора, равному 1,05 номинального (33 А), коэффициент kсзп = 94/33 = 2,8. Ток самозапуска, проходящий

по стороне НН, равен 94 * 96,б/11 = 825 А.

Выбирается ток срабатывания селективной максимальной защиты с независимой характеристикой, установленной на секционном выключателе 10 кВ (СВ). Максимальный рабочий ток СВ может быть равен максимальному рабочему току любого из двух трансформаторов. В свою очередь, для каждого из трансформаторов

максимальный рабочий ток при введенном АВР не должен быть более 0,65 - 0,7 его номинального тока. Тогда по условию (1-1) Iс.з2>= 1,1*0,7* 825/0,8 = 800А.

По условию согласования чувствительности с защитами 1 линий 10 кВ (не работающих параллельно) I с.з2 >= 1,4 (320 + 150) = 660 А, где суммарная нагрузка неповрежденных линий определяется как разность между максимальным рабочим током секции (230 А) и рабочим током поврежденной линии (80 А), с которой производится согласование; kн.c= 1,4 (табл. 2-4).

Проверяется коэффициент чувствительности защиты 2 в основной зоне: k <ыгз>(2) ч = 0,865 • 2 600/800 = 2,8 > 1,5 [1).

Выбирается время срабатывания защиты 2 таким образом, чтобы при ее токе срабатывания (800 А) соблюдалась ступень селективности между защитами 1 и 2.

Защита 1 при токе 800 А имеет k = 800/320 = 2,5 и tс.з1=1,3 С (по типовой характеристике реле РТ-80). Тогда tс.з2 = 1,3 + 0,7 =2 с (рис. 2-10, б).

Поскольку tс.з2 = 2 С, целесообразно выполнить ускорение действия этой защиты при срабатывании АВР. Время действия защиты по цепи ускорения принимается примерно 0,5 С.

Выбирается ток срабатывания максимальной токовой защиты 3 на стороне 110 кВ трансформаторов. Защита выполняется по схеме рис. 2-1, в или г (предстоит решить, допустима ли последняя).

По условию (1-1) с учетом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть нагружен до 1,3 Iном. тр (при отсутствии второго трансформатора), ток срабатывания его максимальной защиты I с.з3= >1,1 * 1,3 • 94/0,8 = 170 А (445% I ном. тр ).

С учетом АВР I с.з3= > 1,2(0,7*94 +0,7*33) = 107 А, считая, что каждый из трансформаторов загружен на 70 %.

По условию согласования с защитой 2 на СВ 10 кВ (для Тр1, но аналогично и для Тр2):



где kн. с - берется из табл. 2-4. В этом условии рассматривается удаленное КЗ на одной из линий, отходящей от, соседней секции (питающейся через СВ), при отказе защиты или выключателя этой линии. При таком КЗ нагрузка Тр1 может оставаться примерно равной рабочей максимальной.

Таким образом, для защиты 3 принимается Iс.з3 = 170 А. Для трансформаторов тока типа ТВТ-110 принимается nт = 150/5, так как при nт = 100/5 мощность трансформаторов тока мала и они, как правило, не обеспечивают точную работу

защиты. Тогда Iс р = 170 • √ 3 /30 = 9,8 А.

Проверяется чувствительность защиты 3 в основной зоне (при заданной раздельной работе трансформаторов).

а) При двухфазном КЗ за трансформатором (точка К2) расчетный ток в реле (схемы 2-1, в, г) в соответствии с табл. 2-1 одинаков:

230/30 = 1 1,5 А.

Коэффициент чувствительности k2ч.осн = 11,5/9,8= 1,1<< 1,5 [1]. Поэтому на практике на подобных трансформаторах с большими пределами регулирования напряжения под нагрузкой и в связи с этим существенным различием между токами при КЗ за трансформатором, а также при kсзп > 2 максимальная защита выполняется с пусковым органом напряжения (§ 2-3) . Это обеспечивает достаточно высокую чувствительность защиты по току. Несмотря на то, что kч осн< 1,5, пример продолжается в учебных целях.

б) При двухфазном КЗ на выводах 110 кВ (точка К1) расчетный ток в реле для схемы с тремя реле (рис. 2-1, в) в два раза больше, чем для схемы с двумя реле

(рис. 2-1, г) - см. табл. 2-1, т.е. для схемы с тремя реле I(2)р.мин=√ 3*1800/30=104 А,

для схемы с двумя реле - 52 А. Поскольку для обеих схем kч>> 1,5, можно принять схему с двумя реле - рис. 2-1, г.

Время срабатывания для первой ступени защиты 3, действующей на отключение выключателя 10 кВ (рис. 2-10, а), выбирается на ступень селективности больше, чем у защиты на СВ 10 кВ, т. е. 2,4 с. Для второй ступени можно принять 2,8 с. Ступени селективности 0,4 с допускаются для защит с независимой выдержкой времени.

Определяется допустимость применения принципа дешунтирования ЭВ короткозамыкателя по выражению (2-2а), приняв ЭВ с током срабатывания 5А. Без учета действительной токовой погрешности трансформаторов тока коэффициент чувствительности для ЭВ: 11,5/5 = 2,3, т. е. несколько меньше, чем требуют «Правила». С учетом токовой погрешности f ~ 20% коэффициент чувствительности снижается до 1,8. Приближенное значение токовой погрешности для трансформа­торов тока типа ТВТ-110 (ТВТ-110-1) в режиме после дешунтирования ЭВ определенно выше в примерах к условиям (2-3)-(2-5). Таким образом, схема с дешунтированием ЭВ (ЭО) не является достаточно надежной и в качестве источника оперативного тока обычно применяются предварительно заряженные конденсаторы.

Производится расчетная проверка трансформаторов тока на стороне 110 кВ типа ТВТ-110 (встроенных) по условиям § 1-5.

Проверка на 10 % - ную погрешность производится по расчетным условиям (1расч) максимальной токовой защиты, поскольку они более тяжелые, чем у дифференциальной защиты (получается меньшее допустимое значение нагрузки zн доп). Это вызвано особенностями кривых предельных кратностей встроенных трансформаторов тока при малых кратностях тока: на   обратной ветви некоторых кривых уменьшение кратности тока k10 приводит к уменьшению допустимой нагрузки zн.доп. При наибольшем токе Iс.з3, при котором k(2)ч.осн=1,5, т. е. Iс.з3 = 130 А (при условии, что защита дополняется пуском по напряжению - см. § 2-3), k10 = 1,1 х 130/150 = 1. По кривой предельных кратностей ТВТ-110 при nT= 150/5 - определяется zн доп = 0,93 Ом. Для двух последовательно включенных одинаковых вторичных обмоток ТВТ-110 гн.ДОп = 1,86 0м.

Фактическая расчетная вторичная нагрузка для принятой схемы (рис. 2-1, г) zн.расч=3rпр+3 (zPTм + zPTд + z +zPВМ)+rпер=3*0,25 + 3 (0,02 + 0,1 + 0,1 +0,1) +0,1 = 1,8 Ом < zн допСопротивления отдельных элементов определяются следующим образом. Сопротивление алюминиевых проводов при длине 35 м и сечении 4 мм2 равно 0,25 Ом. Сопротивления токового реле максимальной защиты типа РТ-40/20 zPTм = 0.552=0.02 Ом (где 0,5 В-А - потребляемая мощность реле при минимальной уставке);

промежуточного реле типа РП-321 -

(где 10 В-А - потребляемая мощность при двойном токе срабатывания,); реле времени типа РВМ-12 zPBM= 10(2*5)2 = 0,1 Ом (где мощность 10 В-А).

Сопротивление токового дифференциального реле типа ДЗТ-11 приближенно принимается zPTд= 0,1 Ом.

б) Проверка надежной работы контактов таковых реле максимальной защиты. По значению. Iк.макс = 4 400 А рис. 2-10,a определяется kмакс = 4400150=   29,5.  По

величине 0,5 zн.расч = 0,5 *1,8 = 0,9 Ом. (учитывая две последовательно включенные вторичные обмотки) по соответствующей кривой находится k10 =17. Тогда А = 29 517= =1,74; f=30%, т. е. надежная работа контактов обеспечивается .

в) Определяется U2T=√ 2*29,5 *5*1 ,8 = 377 В < 1 400 В.

Аналогично проверяются трансформаторы тока на стороне 10 кВ трансформатора.

22 Октябрь, 2014              11772              ]]>Печать]]>
0 / 0 ( Нет оценки )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Dвa pлюs тpi ? (цифрой)


Вверх страницы