Релейная защита трансформаторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Описание назначения устройств РЗ и предъявляемых к ним требований

2 Выбор устройств РЗ понижающих трансформаторов

3 Расчет токов короткого замыкания

4 Расчет устройств РЗ понижающих трансформаторов

4.1 Расчет дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора с реле типа РНТ-565

4.2 Расчет дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора с реле типа ДЗТ-11

4.3 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий

4.4 Расчет максимальной токовой защиты от перегрузки

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы. Наиболее распространенными и в то же время наиболее опасными видами повреждений в них являются короткие замыкания (КЗ). Одним из основных видов ненормальных режимов работы являются перегрузки. В перегруженном элементе возникают токи, превосходящие длительно допустимые для него значения. Температура токоведущих и других частей может при этом недопустимо повышаться, сами они деформироваться, а их изоляция ускоренно изнашиваться или даже разрушаться.

Повреждения и ненормальные режимы работы могут приводить к возникновению в системе аварий, под которыми обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или ее части, сопровождающиеся определенным недоотпуском энергии потребителям, недопустимым ухудшением ее качества или разрушением основного оборудования.

По условиям обеспечения бесперебойной работы неповрежденной части системы и уменьшения размеров повреждения оборудования время отключения КЗ должно быть по возможности малым, часто это десятые, а иногда и сотые доли секунды. Совершенно очевидно, что дежурный персонал не в состоянии в требуемое малое время отметить возникновение КЗ, выявить поврежденный элемент и дать сигнал на отключение eгo выключателей. Поэтому электрические установки снабжаются автоматически действующими устройствами - релейной защиты или предохранителями (последние преимущественно в системах с UНОМ < 1 кВ), осуществляющими защиту от повреждении и некоторых ненормальных режимов работы.

Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента (как правило, при КЗ) от остальной, неповрежденной части системы при помощи выключателей. Таким образом, она является одним из видов противоаварийной автоматики систем. Важность этого вида автоматики определяется тем, что без нее вообще невозможна бесперебойная работа электроэнергетических установок.

Дополнительным назначением релейной защиты является необходимость ее реагирования на опасные ненормальные режимы работы элементов системы. Релейную защиту, которая должна реагировать на ненормальные режимы работы, часто целесообразно выполнять не быстродействующей, как защиту от КЗ, а с определенной выдержкой времени [1, с. 3 - 7].

релейная защита трансформатор

1 ОПИСАНИЕ НАЗНАЧЕНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫХ К НИМ ТРЕБОВАНИЙ

В зависимости от применяемой аппаратуры защита может реагировать на изменение определенных электрических и неэлектрических величин: тока, напряжения, мощности, сопротивления, угла сдвига фаз, частоты, температуры, излучения, уровня, потока газа или жидкости и т.п.

При этом различают защиты, реагирующие на увеличение величины (максимальная защита), на уменьшение величины (минимальная защита), на разность величин (дифференциальная защита).

Наиболее часто в системах электроснабжения предприятий встречаются защита максимального тока, защита минимального напряжения, дифференциальная токовая защита, токовая направленная защита, температурная защита, газовая защита (защита от внутренних повреждений в масляном трансформаторе и от снижения уровня масла).

Для каждого элемента системы электроснабжения предусматриваются основная защита, которая должна надежно реагировать на все нарушения режима и повреждения данного элемента и может состоять из нескольких видов защит, а также резервная защита, которая должна реагировать при отказах основной защиты.

Независимо от принципа работы и назначения защита характеризуется следующими показателями: избирательностью (селективностью) действия, временем срабатывания, зоной действия, чувствительностью, зоной не чувствительности, надежностью, способом фиксации срабатывания.

Под избирательностью понимают свойство защиты отключать только поврежденный элемент и сохранять в работе остальные, неповрежденные элементы системы электроснабжения. Избирательность достигается выбором типа защиты, параметров и временем срабатывания.

Под временем срабатывания защиты понимается время, измеряемое с момента возникновения повреждения до совершения следующих процессов: плавления плавкого элемента предохранителя, размыкания контактов автоматического выключателя, включение цепи, питающей орган выключения привода выключателя ВН. По времени срабатывания tC различают защиту мгновенного действия (с), быстродействующую защиту (0,05 < tC ? 0,5 с), защиту замедленного действия (tC ? 0,5 с).

Под зоной действия защиты понимается элемент или совокупность элементов системы электроснабжения, на повреждения или нарушения режима которых защита должна реагировать. При этом различают основную зону действия защиты, содержащую элементы, для которых данная защита является основной, и зону резервирования, для которой данная защита является резервной.

Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом чувствительности kЧ . Защита считается чувствительной, когда kЧ ? 1.

Под зоной нечувствительности (мертвой зоной) подразумевается участок зоны действия защиты, в которой kЧ < 1. У некоторых видов защиты зона нечувствительности может оказаться неизбежной.

Надежность действия защиты определяет как ее срабатывание во всех необходимых случаях, так и несрабатывание в случаях, когда защита не должна срабатывать (отсутствие отказов и ложных срабатываний защиты). Надежность может характеризоваться вероятностью безотказной работы.

Для фиксации срабатывания защиты могут использоваться сигнальные органы, встроенные в защитные аппараты и устройства (флажки, светодиоды и т. п.),специальные сигнальные реле, а также необратимые процессы, происходящие в аппаратах защиты.

По применяемой аппаратуре все системы электрической защиты могут разделяться на две группы:

1.Защита плавкими предохранителями и автоматическими выключателями;

2. Релейная защита, основанная на применении контактных и бесконтактных реле и встроенных в привод выключателей ВН расцепителей.

Дифференциальная токовая защита основывается на принципе сравнения величины и фазы токов (например, в начале и в конце линии). Такие защиты применяются в том случае, если надо обеспечить отключение КЗ в пределах всего защищаемого элемента без выдержки времени. Различают две разновидности токовой дифференциальной защиты: продольную, в случае которой сравниваются токи двух последовательно включенных участков одной цепи; поперечную, в случае которой сравниваются токи одноименных фаз параллельных линий.

Релейная защита максимального тока, применяется в сетях ВН и НН предприятий, делится на защиту от токов КЗ, защиту от длительных токовых перегрузок, токовую защиту от замыканий на землю. Защита основывается на применении расцепителей максимального тока, встроенных в приводы выключателей напряжением до 20 кВ; электромеханических (электромагнитных, индукционных и др.) реле, а также электронных реле и комплектных электронных устройств (включая микроэлектронные устройства).

При защите силовых трансформаторов применяется газовая защита. Она может более чувствительно реагировать на витковые замыкания и пробои изоляции на корпус трансформатора, чем токовая защита, но не реагирует на КЗ на выводах трансформатора. Поэтому газовая защита может рассматриваться как необходимая дополнительная защита трансформатора [2, с. 250 - 290].

2 ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основными видами повреждений в трансформаторах являются:

- замыкания между фазами внутри бака (корпуса) трансформатора и на наружных выводах обмоток;

- замыкания в обмотках между витками одной фазы (так называемые витковые замыкания);

- замыкания на землю обмоток или их наружных выводов (однофазные замыкания);

- повреждения изоляции между листами стали магнитопровода, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями (КЗ) и перегрузками, повышением напряжения, а так- же понижением уровня масла в баке, которое может произойти, например, вследствие его повреждения.

В соответствии с правилами устройств электроустановок (ПУЭ) и руководящими указаниями по релейной защите (РУ по РЗ) [3, 4] на понижающих трансформаторах с высшим номинальным напряжением 110-220 кВ устанавливаются следующие защиты:

- дифференциальная токовая защита;

- газовая защита;

- максимальные токовые защиты (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению от КЗ;

- максимальная токовая защита от перегрузки.

Схема, поясняющая подключение устройств релейной защиты к транс-

форматорам тока (ТТ) понижающего трансформатора, показана на рис. 1.

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформатора от всех видов КЗ в обмотках и на их наружных выводах. Подключается она к ТТ на сторонах высшего напряжения (ВН) и низшего напряжения (НН) трансформатора (ТА1, ТА3 и ТА4 соответственно) и действует на отключение всех его выключателей и на сигнал без выдержки времени.

В целях повышения надежности действия и чувствительности защиты рекомендуется ее трехфазное трехрелейное исполнение с использованием дифференциальных реле типа РНТ-565 без торможения или реле типа ДЗТ-11 и ДЗТ-21 с торможением.

Дифференциальная защита с реле РНТ и ДЗТ-11 используется на транс- форматорах мощностью до40 МВАвключительно, причем защита с реле ДЗТ-11 обеспечивает, как правило, более высокую чувствительность.

Дифференциальная защита с реле ДЗТ-21 применяется на трансформаторах мощностью 63 МВА и выше. Она обеспечивает более высокую чувствительность при КЗ на выводах НН трансформатора (точка К2 на рисунке 2) по сравнению с защитой с реле ДЗТ-11.

Газовая защита используется от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке.

Газовая защита выполняется с помощью:

- газового реле типа BF-80/Q, реагирующего на повреждения в баке трансформатора;

- газового реле типа RS-1000 (или URF-25/10), действующего при повреждениях в контакторном объеме устройства регулирования напряжения под на-

грузкой (РПН) трансформатора.

Газовое реле бака трансформатора содержит два элемента: сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием (например, витковые замыкания и повреждения изоляции между листами стали магнитопровода), а также при понижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на сигнал без выдержки времени.

Рисунок 2 - Схема подключения устройств релейной защиты к ТТ

При повреждениях, вызывающих бурное выделение газа (например, при коротких замыканиях), повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной на реле скорости движения потока масла. Отключающий элемент реле срабатывает также при снижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на отключение всех выключателей трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Газовое реле отсека РПН имеет один отключающий контакт, срабатывающий при повреждениях внутри его бака и действующий на полное отключение трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Максимальные токовые защиты с пуском по напряжению являются за- щитами от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными КЗ. Устанавливаются они на сторонах ВН и НН трансформатора. Защиты выполняются двухфазными с использованием токовых реле типа РТ-40.

Для повышения чувствительности МТЗ имеют комбинированный пусковой орган по напряжению, состоящий из фильтра-реле напряжения обратной последовательности типаРНФ-1Миминимального реле напряжения типа РН-54, включенного на междуфазное напряжение. Питание пусковых органов по напряжению осуществляется от трансформаторов напряжения секций сборных шин 6-10 кВ.

МТЗ стороны НН трансформатора, установленные на ответвлениях к I и II секциям шин 6-10 кВ, подключены к трансформаторам тока ТА3 и ТА4 соответственно и выполнены двухфазными. Предназначены они для отключения КЗ на шинах 6-10 кВ и для резервирования отключения КЗ на элементах, присоединенных к этим шинах. С меньшей выдержкой времени защиты действуют на отключение выключателей Q2 и Q3, а с большей - на отключение всего транс- форматора. Одновременно подается сигнал о срабатывании защит.

МТЗ стороны ВН трансформатора подключена к трансформаторам тока ТА2, соединенным в треугольник. Такое выполнение защиты предотвращает неселективное действие ее при замыканиях на землю в сети 110-220 кВ, когда нейтраль трансформатора заземлена. Предназначена она для резервирования отключения КЗ на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора. Защита действует на сигнал и на отключение всех выключателей трансформатора с выдержкой времени, равной большей выдержке времени МТЗ стороны НН трансформатора.

Максимальные токовые защиты от перегрузки установлены на стороне НН, подключены к трансформаторам тока ТА3 и ТА4, выполнены с использованием тока одной фазы и одного токового реле типа РТ-40. Защиты действуют на сигнал с выдержкой времени при длительном превышении током нагрузки номинального тока трансформатора.

На двухобмоточных трансформаторах без расщепления вторичной обмотки или при параллельном соединении частей вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается со стороны ВН и подключается к трансформаторам тока ТА2.

Принципиальная схема релейной защиты трансформатора выполнена на листе формата А1.

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

По схеме электрической сети составляется схема замещения, включающая трансформаторы проектируемой подстанции:

Рисунок 3 - Схема замещения электрической сети

Определяем эквивалентное сопротивление системы в максимальном режиме работы, Ом:

,

где Uб - базисное напряжение (принимается равным средне эксплуатационному напряжению стороны ВН подстанции), кВ, принимаем Uб =37 кВ ;

SКЗ.С.МАКС - мощность КЗ системы в максимальном режиме работы, мВА, принимаем SКЗ.С.МАКС =400 мВА.

3,42 Ом.

Определяем эквивалентное сопротивление системы в минимальном режиме работы, Ом:

,

где SКЗ.С.МИН - мощность КЗ системы в минимальном режиме работы, мВА, принимаем SКЗ.С.МИН=250 мВА.

5,47 Ом.

Определяем сопротивление трансформатора, Ом:

,

где UК - напряжение короткого замыкания, %, принимаем UК =7,5%;

SНОМ - полная мощность трансформатора, кВА, принимаем SНОМ =10,0 кВА

10,26 Ом.

Определяем значение тока КЗ в точке К1 (рисунок 2) в максимальном режиме системы при раздельной работе трансформаторов на подстанции, А:

,

1561,5 А.

Определяем значение тока КЗ в точке К2 (рисунок 2) в минимальном режиме системы при раздельной работе трансформаторов на подстанции, А:

,

1358,04 А.

Определяем ток двухфазного КЗ в этом режиме будет равен, А:

,

1176,09 А.

4. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

4.1 Расчет дифференциальной токовой защиты

4.1.1 Расчет дифференциальной токовой защиты с реле типа РНТ-565

1) Определяем первичные токи на сторонах высшего и низшего напряжений защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определим вторичные токи, в плечах защиты исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов пТ. Коэффициент пТ выбираем с учетом параметров используемого оборудования, его перегрузочной способности (для данного трансформатора по ГОСТ 14209-97 рекомендуется не более 1,5), требований релейной защиты и схемы соединения трансформаторов тока.

а) определим номинальный ток стороны высшего и низшего напряжений, А:

А,

А

б) задаваясь одним из коэффициентов трансформации можно найти второй из выражения по [6]:

(1)

где , - коэффициент трансформации трансформаторов тока стороны высшего и низшего напряжений;

- коэффициент трансформации силового трансформатора.

Зададимся коэффициентом трансформации трансформаторов тока со стороны низшего напряжения

,

и из выражения (1) определим значение коэффициента трансформации второго трансформаторов тока :

,

что соответствует трансформаторам тока со вторичным током 5А из стандартного ряда:

в) вторичные токи в плечах защиты сторон высшего и низшего напряжений:

А

А

Полученные значения заносим в таблицу 1.

Таблица 1

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
		37 кВ	11 кВ
1. Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А
2. Схема соединения трансформаторов тока	-	?	Y
3. Коэффициент трансформаторов тока	nТ	500/5	1000/5
4. Вторичный ток в плечах защиты, А

2) Первичный ток срабатывания защиты будем выбирать исходя из следующих условий:

- отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора под напряжение

, (2)

где - коэффициент, используемый для отстройки от броска намагничивающего

тока (при выполнении защиты с реле серии РНТ), принимаем ;

- отстройки от расчетного максимального первичного тока небаланса при внешних коротких замыканиях

, (3)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и небольшой запас, принимаем .

Большее из двух полученных значений примем за расчетное.

Определим расчетный максимальный первичный ток небаланса, А:

(4)

где -составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока, А;

-составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора под нагрузкой, А;

-составляющая, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновных сторон, А.

Составляющие полного тока небаланса дифференциальной защиты определим по выражениям, А:

, (5)

где - периодическая составляющая тока, проходящего через защищаемую

зону при расчетном внешнем коротком замыкании, А;

- относительная погрешность трансформатора тока, принимается 0,1, так как трансформаторы тока выбираются по кривым 10% погрешности;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока: , если трансформаторы тока, к которым подключено реле, разнотипные, и , если трансформаторы тока однотипные;

- коэффициент апериодичности, учитывающий апериодическую составляющую тока (переходный режим), для реле РНТ и ДЗТ принят равным 1, так как в реле входят быстронасыщающиеся трансформаторы тока (БНТ), производящие отстройку от апериодической составляющей тока короткого замыкания;

, (6)

где - периодическая составляющая тока, проходящая при расчетном внешнем коротком замыкании по стороне, где происходит регулирование, А;

- относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на защищаемом трансформаторе, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования на соответствующей стороне, принимаем =16%=0,16;

(7)

где - расчетное число витков обмоток БНТ реле для неосновной стороны;

- принятое число витков обмоток БНТ реле для неосновной стороны;

- значение периодической составляющей тока короткого замыкания, проходящего при расчетном внешнем коротком замыкании через защиту, А.

В предварительном расчете первичный ток срабатывания выбирается по отстройке от двух первых составляющих тока небаланса:

(8)

Для определения тока срабатывания защиты по выражениям (5), (6) и (8) произведем расчет токов небаланса при коротком замыкании в точке К1 (по значению тока ):

А

А

А

Значение тока срабатывания защиты определим по выражениям (2) и (3):

А

А

Принимаем наибольшее значение А.

3) Произведем предварительную проверку коэффициента чувствительности для минимального значения тока короткого замыкания в точке К2 по выражению:

1176,09 (9)

Поскольку полученное значение коэффициента чувствительности больше требуемого, то расчет защиты с реле РНТ-565 можно продолжить.

4) Определим ток срабатывания реле для основной стороны , приведенный к вторичным цепям трансформатора тока основной стороны, А:

За основную принимаем сторону трансформатора, которой соответствует основное питание 35 кВ, так как вторичные токи в плечах защиты близки по значению.

А

5) Число витков обмотки БНТ реле, соответствующее току срабатывания защиты , для основной стороны:

где - магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле, равная для реле серии РНТ-560 ампервитков.

Согласно п. 2.2.6. [4] если расчетное число витков получается дробным, то принимаем ближайшее меньшее целое число витков.

При подключении к основной стороне защиты рабочей (дифференциальной) обмотки реле принятое число витков не должно быть меньше 8, так как для реле РНТ-565 .

Число витков обмотки БНТ реле, соответствующее току срабатывания защиты для другой (неосновной) стороны защищаемого трансформатора определяется из условия равенства нулю результирующей МДС в БНТ реле при нагрузочном режиме и внешних коротких замыканиях:

где , - вторичные токи в плечах защиты для основной и неосновной ее

сторон соответствующие номинальной мощности трансформатора, А; - принятое число витков обмотки БНТ реле для основной стороны; - число витков обмотки БНТ реле для неосновной стороны.

Отсюда следует, что

Согласно п.2.2.7. [4] если число витков получается дробным, то принимаем ближайшее (меньшее или большее) целое число витков.

Принимаем:

Вследствие округления уточним расчет за счет учета составляющей тока небаланса по формуле (7):

А

где - принятое число витков обмотки БНТ реле для неосновной стороны.

6) По выражению (4) определяем полный первичный ток небаланса при расчетном внешнем коротком замыкании с учетом .

А

7) Определяем ток срабатывания защиты, соответствующий принятому числу витков БНТ реле для основной стороны, по выражению:

А

8) Окончательное значение коэффициента отстройки:

,

Полученное в результате расчета значение соответствует требуемому, поэтому принимаем для установки на обмотки БНТ реле РНТ-565 следующие числа витков:

- для основной стороны ;

- для неосновной стороны .

Полученные значения заносим в таблицу 2.

Таблица 2

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
1. Ток срабатывания реле на основной стороне, А
2. Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны: - расчетное - предварительно принятое
3. Ток срабатывания защиты на основной стороне, А
4. Число витков обмотки БНТ реле для неосновной стороны: - расчетное - предварительно принятое
5. Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения, А
6. Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
7. Коэффициент отстройки защиты (окончательное значение)



Рис. 4. Подключение реле РНТ-565 к ТТ двухобмоточного трансформатора

В схеме приведенной на рис.4, у БНТ реле РНТ-565 используются только уравнительные обмотки, которые подключается на ТТ так, чтобы в нормальном режиме и в режиме внешнего короткого замыкания токи в них имели бы противоположное направление.

9) По выражению (9) и уточненному току срабатывания защиты определим чувствительность защиты:

.

Значение коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ и РУ по РЗ, следовательно, релейная защита может быть выполнена с реле РНТ-565.

4.1.2 Расчет дифференциальной токовой защиты с реле ДЗТ-11

1. Расчетные данные первичных токов на сторонах ВН и НН трансформатора и вторичных токов в плечах защиты возьмем из табл. 1 п. 5.1.1.

Таблица 3

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
		37 кВ	11 кВ
1. Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А
2. Схема соединения трансформаторов тока	-	?	Y
3. Коэффициент трансформаторов тока	nТ	500/5	1000/5
4. Вторичный ток в плечах защиты, А

2. Выбираем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле.

На двухобмоточных трансформаторах рекомендуется присоединять к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения. Целесообразность такого присоединения тормозной обмотки объясняется тем, что при КЗ в защищаемой зоне (точка К2 на рис.2) торможение отсутствует, а при внешнем КЗ (точка К1) имеется торможение.

3. Определяем минимальный ток срабатывания защиты для основной стороны по выражению:

А

где - коэффициент отстройки, принимаем .

4. Определяем ток срабатывания реле и числа витков рабочих обмоток БНТ реле ДЗТ-11, соответствующие минимальному току срабатывания защиты для основной и неосновной сторон защищаемого трансформатора см. табл. 4.

Таблица 4

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
1. Ток срабатывания реле на основной стороне, А
2. Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны: - расчетное - принятое
3. Число витков обмотки БНТ реле для неосновной стороны: - расчетное - принятое

Принимаем к установке на БНТ реле ДЗТ-11 следующее число витков: для основной стороны витка, для неосновной стороны витка.

Это соответствует току срабатывания защиты для основной стороны:

А

5. Определяем необходимое число витков тормозной обмотки БНТ реле ДЗТ-11. Для этого рассчитываем первичный ток небаланса с учетом составляющей при внешнем трехфазном КЗ в точке К1 рис.2 в максимальном режиме. Расчет приведен в табл.5.

Таблица 5

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
1. Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
2. Число витков тормозной обмотки БНТ реле: -расчетное -принятое		9

Схема подключения реле ДЗТ-11 к ТТ двухобмоточного трансформатора приведена на рис.

6. Определяем чувствительность защиты при внутреннем двухфазном коротком замыкании в точке К2 (рис. 2) в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует:

А,

Определяем ток короткого замыкания в этом режиме, приведенный к стороне НН трансформатора, А:

А



Рис. 5. Схема подключения реле ДЗТ-11 к ТТ двухобмоточного трансформатора

Определим ток, протекающий через тормозную обмотку реле, которая включена на сторону НН трансформатора, А:

А,

Рассчитаем намагничивающую силу торможения:

,

Ав

По рабочим обмоткам реле протекает сумма токов ТТ сторон ВН и НН трансформатора. Рабочая намагничивающая сила реле равна:

,

где - вторичный ток, протекающий в реле от ТТ стороны ВН трансформатора

А,

- вторичный ток, протекающий в реле от ТТ стороны НН трансформатора

А

Тогда рабочая намагничивающая сила реле определяется как

Ав

Реле серии ДЗТ-11 характеризуется наличием одной тормозной обмотки на БНТ реле, что дает возможность обеспечить торможение от тока в одном комплекте трансформаторов тока. Характеристика срабатывания реле при наличии торможения неоднозначна и зависит от угла между рабочим и тормозным токами в БНТ реле.

На рис. 5 приведены характеристики реле для таких углов между рабочим и тормозным токами, при которых обеспечивается максимальное (кривая I) и минимальное (кривая II) торможение.

По характеристике торможения реле ДЗТ-11 рис. 5, определяем намагничивающую силу срабатывания реле при максимальном торможении. Значения и определяют положение точки А на плоскости графика. Пересечение отрезка ОА с кривой I позволяет определить Ав.



Рис. 5. Тормозные характеристики реле ДЗТ-11:

1 - зона срабатывания; 2 - зона срабатывания или торможения; 3 - зона торможения

Определяем значение коэффициента чувствительности при наличии торможения:

.

Получившееся значение удовлетворяет требованиям ПУЭ и РУ по РЗ, следовательно, дифференциальная защита трансформатора может быть выполнена с реле ДЗТ-11.

Для данного двухобмоточного трансформатора можно выполнить защиту как с реле РНТ-565, так и с ДЗТ-11 так коэффициент чувствительности удовлетворяет и в том и в другом случае, но у реле ДЗТ-11 выше.

4.2 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий

1) Определяем первичные номинальные токи на сторонах высшего ВН и низшего напряжений защищаемого трансформатора, А:

А

А

2) Токи срабатывания защиты и реле для сторон ВН и НН трансформатора определим по выражениям:

- для МТЗ стороны ВН трансформатора

А,

А;

- для МТЗ стороны НН трансформатора

А,

А.

По расчетным значениям определим уставки по току и выберем токовые реле защиты серии РТ-40:

- для стороны ВН А, тип реле РТ-40/6;

- для стороны НН А тип реле РТ-40/10.

3) Определяем напряжение срабатывания защиты и реле:

- для минимального реле напряжения (типа РН-54), включенного на междуфазное напряжение

кВ

где - минимальное рабочее напряжение; - коэффициент отстройки; - коэффициент возврата реле

В

- для фильтра-реле напряжения обратной последовательности

кВ

В.

По расчетным значениям определяются уставки по напряжению и выбираются реле напряжения:

В, тип реле РН-54/160,

В, тип реле РНФ-1М.

4) Проведем проверку чувствительности защиты для ее токовых реле:

- для МТЗ стороны ВН

где - минимальное значение тока двухфазного короткого замыкания в точках К1 или К2 (см. рис.2).

Согласно ПУЭ значение должно быть не менее 1,5 для МТЗ, установленной на стороне НН трансформатора, и менее 1,2 для МТЗ, установленной на стороне ВН;

- для МТЗ стороны НН

.

Значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

5) Выдержки времени МТЗ трансформатора:

- время срабатывания первой ступени МТЗ на стороне НН отстраивается от наибольшего времени срабатывания защит присоединений шин 10кВ:

с;

- время срабатывания второй ступени МТЗ на стороне НН и время срабатывания МТЗ на стороне ВН выбираются на ступень селективности больше времени срабатывания первой ступени:

с

где с - ступень селективности.

4.3 Расчет максимальной токовой защиты от перегрузки

Для двухобмоточного трансформатора без расщепления вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается на стороне ВН.

Токи срабатывания защиты и реле определим по выражениям:

А

А

По расчетному значению выбираем ток уставки и тип реле:

А, тип реле РТ-40/6.

Время срабатывания защиты принимается больше максимального времени срабатывания МТЗ от короткого замыкания:

с.

4.4 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий

1) Определяем первичные номинальные токи на сторонах высшего ВН и низшего напряжений защищаемого трансформатора.

А

А

2) Токи срабатывания защиты и реле для сторон ВН и НН трансформатора определим по выражениям:

- для МТЗ стороны ВН трансформатора

А,

А;

- для МТЗ стороны НН трансформатора

А,

А.

По расчетным значениям определим уставки по току и выберем токовые реле защиты серии РТ-40:

- для стороны ВН А, тип реле РТ-40/6;

- для стороны НН А тип реле РТ-40/10.

3) Определяем напряжение срабатывания защиты и реле:

- для минимального реле напряжения (типа РН-54), включенного на междуфазное напряжение

кВ

где - минимальное рабочее напряжение; - коэффициент отстройки; - коэффициент возврата реле

В

- для фильтра-реле напряжения обратной последовательности

кВ

В.

По расчетным значениям определяются уставки по напряжению и выбираются реле напряжения:

В, тип реле РН-54/160,

В, тип реле РНФ-1М.

4) Проведем проверку чувствительности защиты для ее токовых реле:

- для МТЗ стороны ВН

где - минимальное значение тока двухфазного короткого замыкания в точках К1 или К2 (см. рис.2).

Согласно ПУЭ значение должно быть не менее 1,5 для МТЗ, установленной на стороне НН трансформатора, и менее 1,2 для МТЗ, установленной на стороне ВН;

- для МТЗ стороны НН

.

Значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

5) Выдержки времени МТЗ трансформатора:

- время срабатывания первой ступени МТЗ на стороне НН отстраивается от наибольшего времени срабатывания защит присоединений шин 10кВ:

с;

с

- время срабатывания второй ступени МТЗ на стороне НН и время срабатывания МТЗ на стороне ВН выбираются на ступень селективности больше времени срабатывания первой ступени:

где с - ступень селективности.

4.5 Расчет максимальной токовой защиты от перегрузки

Для двухобмоточного трансформатора без расщепления вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается на стороне ВН.

Токи срабатывания защиты и реле определим по выражениям:

А

А

По расчетному значению выбираем ток уставки и тип реле:

А, тип реле РТ-40/6.

Время срабатывания защиты принимается больше максимального времени срабатывания МТЗ от короткого замыкания:

с.

Размещено на Allbest.ru