Релейная защита для электроснабженцев

КР РЗиА.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»
Электроэнергетический факультет
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
по учебной дисциплине
«РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ»
Выбор оборудования схемы электроснабжения5
Расчет токов коротких замыканий7
1 Расчет параметров схемы замещения в относительных единицах точным способом7
2 Расчет максимальных токов коротких замыканий методом наложения9
Расчет параметров срабатывания реле и устройств релейной защиты13
1 Защита блока линии – трансформатор13
1.1 Токовая отсечка13
1.2 Максимальная токовая защита15
1.3 Токовая защита нулевой последовательности16
2 Защита асинхронного двигателя19
2.1 Токовая отсечка19
2.2 Защита от перегрузки20
2.3 Токовая защита нулевой последовательности21
3 Защита трансформатора ГПП23
3.1 Продольная дифференциальная защита трансформатора23
3.2 Газовая защита трансформаторов28
В курсовой работе производится выбор трансформаторов тока трансформаторов напряжения устройств релейной защиты и автоматики понижающих трансформаторов с высшим напряжением от 6 до 110 кВ защит линий напряжением от 6 до 110 кВ и защит электродвигателей. Задание на курсовую работу включает:
)выбор оборудования схемы электроснабжения;
)расчет токов коротких замыканий (КЗ);
)выбор и обоснование мест установки и типов устройств релейной защиты и автоматики;
)выбор трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения;
)краткое описание принципов функционирования и схем выбранных типов устройств релейной защиты и автоматики;
)расчет параметров срабатывания реле и устройств релейной защиты;
)расчет сечений соединительных проводов между трансформаторами тока и устройствами релейной защиты (по указанию преподавателя);
)обоснование селективности защит двух смежных элементов защищаемой сети.
Исходные данные для расчета
Мощность нагрузки МВА МВт
Тип и мощность двигателей кВт
Выбор оборудования схемы электроснабжения
1 Выбор цеховых трансформаторов трансформаторной подстанции ТП
Расчетная мощность ТП
Номинальную мощность цеховых трансформаторов выбираем из условия
где – коэффициент аварийной перегрузки силового трансформатора общего назначения.
По справочнику [6 табл.2.107] выбираем два силовых трансформатора общего назначения трехфазные масляные типа ТМ-100010 с номинальными параметрами:
схема и группа соединения обмоток ΔY0 – 11.
По справочнику [7 табл.4.17 табл.4.27] выбираем электродвигатели с номинальными параметрами которые сведем в таблицу 1.1.
Таблица 1.1 Номинальные параметры электродвигателей
Выбор кабелей производим по условию нагрева токами утяжеленного режима
)кабельные линии Л3 Л4.
Рабочий утяжеленный ток протекающий по кабелю при отключении одного из кабелей питающих трансформаторную подстанцию:
По справочнику [7 табл.7.10] по допустимым продолжительным (длительным) токам для кабелей напряжением до 10 кВ выбираем трехжильный кабель АСБУ 3×16 с длительно допустимым током .
)кабельные линии Л1 Л2.
Рабочий утяжеленный ток протекающий по кабелю при отключении одного из кабелей питающих распределительный пункт:
По справочнику [7 табл.7.10] выбираем трехжильный кабель АСБУ 3×150 с длительно допустимым током .
4 Выбор силовых трансформаторов ГПП.
По справочнику [7 табл.3.6] выбираем силовые трансформаторы общего назначения
ТДН-40000110 схема и группа соединения обмоток Y0 Δ – 11 с номинальными параметрами: .
5 Выбор понижающих трансформаторов 106 для асинхронных двигателей М2 и М3.
Так как номинальное напряжение асинхронных двигателей М2 и М3 6 кВ то выбираем понижающие трансформаторы 106.
Номинальная полная мощность двигателя
По справочнику [7 табл.3.4] выбираем силовой трансформатор общего назначения
ТМ-100010 схема и группа соединения обмоток Y Δ – 11 с номинальными параметрами: .
Расчет токов коротких замыканий
Рассмотрим первую секции главной понизительной подстанции (ГПП) 11010.
Рисунок 2.1 Схема замещения ГПП 11010
1 Расчет параметров схемы замещения в относительных единицах точным способом
Выбираем базисные условия:
Рассчитаем базисные токи:
) система – источник бесконечной мощности:
) трансформатор ГПП Т1
) воздушная линия электропередачи
По справочнику [7 табл.7.28] определяем активные сопротивления на 1 км длины при
0С и индуктивное сопротивление на 1 км кабеля в зависимости от напряжения и сечения кабеля.
Кабель Л1 – АСБУ 3×150 на ():
Кабель Л3 – АСБУ 3×16 на ():
) трансформатор цеховой подстанции ТП:
) обобщенные нагрузки:
2 Расчет максимальных токов коротких замыканий методом наложения
2.1 Точка К1 (на шинах низшего напряжения ГПП)
) ток от системы подпитывающий точку короткого замыкания
) ток от обобщенной нагрузки Н1 подпитывающий точку короткого замыкания
) ток от обобщенной нагрузки Н2 подпитывающий точку короткого замыкания
) ток от синхронного двигателя М1 подпитывающий точку короткого замыкания
) ток от асинхронного двигателя М3 подпитывающий точку короткого замыкания
Считаем что ЭДС других источников не подпитывают точку короткого замыкания из-за их электрической удаленности.
Ток короткого замыкания на шинах низшего напряжения ГПП (точка К1)
2.2 Точка К2 (на шинах распределительного пункта)
Ток короткого замыкания на шинах распределительного пункта (точка К2)
2.3 Точка К3 (на выводах высшего напряжения цехового трансформатора ТП)
Ток короткого замыкания на выводах высшего напряжения цехового трансформатора
2.4 Точка К4 (за цеховым трансформатором ТП приведенный на сторону ВН цехового трансформатора)
Ток короткого замыкания на выводах низшего напряжения цехового трансформатора
ТП приведенный на сторону ВН (точка К4)
2.5 Точка К5 (на выводах асинхронного двигателя М3).
Ток короткого замыкания на выводах асинхронного двигателя М1 (точка К5)
Расчет параметров срабатывания реле и устройств релейной защиты
1 Защита блока линии – трансформатор
Для защиты блока линии – трансформатор применяются следующие типы защит [23]:
) двухступенчатую токовую защиту: токовая отсечка без выдержки времени защищающая всю линию и максимальная токовая защита;
) токовая защита нулевой последовательности.
Рисунок 3.1 Принципиальная схема защиты блока линия – трансформатор
с высшим напряжением 10 кВ
Ток срабатывания реле отсечки определяется по формуле
где – коэффициент отстройки зависящий от типа применяемого реле тока;
– коэффициент схемы зависящий от схемы соединения трансформаторов тока;
– ток протекающий в реле;
– вторичный ток трансформатора тока;
– максимальный ток КЗ в начале защищаемой зоны защиты смежного участка
– коэффициент трансформации трансформатора тока.
Так как токовая отсечка для радиальной схемы блока линии – трансформатор должна защищать всю линию то принимаем за цеховым трансформатором ТП на стороне 04 кВ приведенный на сторону 10 кВ (см. пункт 2.2.4)
По справочнику [7 таблица 5.9] выбираем два трансформатора тока типа ТЛК-10-3 для внутренней установки в КРУ на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным первичным током . Номинальный вторичный ток . Класс точности 10Р. Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты .
Проверим выбранный трансформатор тока по предельной кратности тока. Расчетная кратность тока
Выбранные трансформаторы тока проходят по предельной кратности тока.
Для максимального токового реле типа РТ-40 коэффициент отстройки .
Для схем токовых отсечек применяемых на линиях в сетях с изолированной нейтралью используется схема соединения трансформаторов тока «неполная звезда» для которой .
Ток срабатывания реле отсечки по (3.1)
Выбираем максимальное токовое реле типа РТ-40100 с диапазоном уставок
÷ 50 А при последовательном соединении катушек и 50 ÷ 100 А при параллельном. Уставки (токи срабатывания реле) выставляются плавно за счет изменения натяга пружины [2].
Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном коротком замыкании в конце защищаемой линии в минимальном режиме работы (см. пункт 2.2.3)
Коэффициент чувствительности определяется по формуле
По [1] коэффициент чувствительности для токовых отсечек должен быть следовательно токовая отсечка не будет защищать всю линию и не является основной защитой блока линия – трансформатор.
Построим зависимости токов КЗ трехфазного в максимальном режиме и двухфазного в минимальном режиме работы сети в зависимости от длины кабельной линии Л3 и определим графически зону действия токовой отсечки (см. рисунок 3.2).
Как видно из рисунка токовая отсечка в минимальном режиме защищает приблизительно 064 км кабельной линии Л3.
Рисунок 3.2 Определение защищаемой зоны токовой отсечки в максимальном
и минимальном режимах работы:
– ток трехфазного КЗ в максимальном режиме работы сети; 2 – ток двухфазного КЗ в минимальном режиме работы сети; 3 – ток срабатывания токовой отсечки
1.2 Максимальная токовая защита (МТЗ)
При расчете тока срабатывания МТЗ необходимо учитывать увеличение тока после ввода АВР так как после действия АВР и включения секционного выключателя по оставшейся в работе линии будет протекать свой рабочий ток и ток самозапуска нагрузки отключившейся линии.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты определяется по формуле
где – коэффициент отстройки для реле тока типа РТ-40;
– максимальные рабочие токи первого и второго питающих элементов до срабатывания АВР;
– коэффициент самозапуска нагрузки подключенной секционным выключателем;
– коэффициент увеличения тока своей нагрузки первого питающего элемента за счет снижения напряжения после включения секционного выключателя;
– коэффициент возврата для реле тока типа РТ-40.
Значение зависит от доли нагрузки определяемой асинхронными двигателями не отключаемыми при кратковременных понижениях напряжения. При приближенных расчетах рекомендуется принимать [3].
Максимальный рабочий ток первого и второго питающих элементов до срабатывания АВР цеховой подстанции ТП
Ток срабатывания максимальной токовой защиты по (3.3)
Ток срабатывания реле МТЗ определяется по формуле
Выбираем максимальное токовое реле типа РТ-406 с диапазоном уставок
÷ 3 А при последовательном соединении катушек и 3 ÷ 6 А при параллельном.
Для схемы соединения обмоток ΔY0 – 11 при КЗ на стороне НН имеем то токи и близки и защита трансформатора как правило имеет достаточную чувствительность.
При однофазных КЗ со стороны НН минимальный ток в реле КА3 или КА4 (см. рис. 3.1)
Коэффициент чувствительности МТЗ при однофазном КЗ по формуле (3.2)
Более тяжелые условия могут создаваться при двухфазных КЗ на стороне НН. Приведенные к питающей стороне токи при двухфазном КЗ на стороне НН равны: больший ток – меньшие токи – поэтому проверка чувствительности максимальной токовой защиты трансформатора со схемой соединения обмоток ΔY0 – 11 производится при двухфазном металлическом КЗ на стороне низшего напряжения [9].
При двухрелейном исполнении минимальный ток в реле
Коэффициент чувствительности МТЗ при двухфазном КЗ по формуле (3.2)
По [1] коэффициент чувствительности для максимальных токовых защит должен быть следовательно максимальная токовая защита удовлетворяет требованию чувствительности.
1.3 Токовая защита нулевой последовательности
Однофазные замыкания на землю – являются характерным видом повреждения в сетях работающих с изолированными нейтралями заземленными через дугогасящие реакторы. Они составляют 70-80% всех повреждений линий.
Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление) действующей на сигнал (или на отключение когда это необходимо по требованиям безопасности). При действии на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности защита должна отключить только элемент питающий поврежденный участок.
Токовые защиты нулевой последовательности кабельных линий выполняются с применением трансформаторов тока типов ТЗЛ ТЗЛМ ТЗЛР ТЗЛ-95 [9].
Для защиты от однофазных замыканий на землю выбираем по [6 таблица 2.243] трансформатор тока нулевой последовательности (ТТНП) типа ТЗЛУ3.
Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от тока кабельной линии и трансформатора при однофазном замыкании на землю в рассматриваемой электрически связанной части сети
где – удельная емкость одной жилы кабеля относительно оболочки Фкм;
при работе с выдержкой времени несколько секунд;
при работе без выдержки времени;
– напряжение фазы сети в нормальном режиме кВ;
– значение удельного емкостного тока металлического однофазного замыкания на землю кабельной линии Акм.
По справочнику [6 таблица 2.245] для кабеля АСБУ 3×16 при номинальном напряжении кабеля и сети 10 кВ значение емкостного тока металлического однофазного замыкания на землю . Влияние цехового трансформатора можно приближенно учесть увеличением расчетного тока для кабеля на 20 % [9].
Принимаем при работе токовой защиты нулевой последовательности с выдержкой времени.
Ток срабатывания защиты блока линия – трансформатор по (3.4)
По справочнику [6 таблица 2.243] пределы первичного тока срабатывания защиты от замыканий на землю с реле типа РТЗ-51 для одного трансформатора тока нулевой последовательности типа ТЗЛУ3 составляет 068 ÷ 396 А.
где – суммарная емкость одной фазы относительно земли всей электрически связанной сети за исключением защищаемого направления.
При определении токов на поврежденной линии необходимо учитывать также емкостные токи обмоток трансформаторов высоковольтных двигателей и т.п. Их влияние можно приближенно учесть увеличением расчетных токов примерно на 20 % [9].
Суммарный емкостной ток замыкания на землю сети к которой подключен блок линия – трансформатор в нормальном режиме ее работы
Так как номинальные мощности электродвигателей не превышают 25 МВт то значениями емкостных токов и пренебрегаем [6 стр.490].
По справочнику [6 таблица 2.245] для кабельных линий определяем значения емкостного тока металлического однофазного замыкания на землю по формуле
где – число кабелей в линии;
– длина кабельной линии км.
Емкостные токи замыкания на землю для кабельной линии Л1 по (3.6)
Емкостной ток обмоток трансформатора ГПП Т1 и понижающего трансформатора Т3 определим приближенно увеличением емкостного тока кабельной линии Л1 на 20 %
Обобщенную нагрузку представляем в виде n-го количества трансформаторных подстанций
Так как емкостной ток замыкания на землю не превосходит допустимого значения 20 А установленного [1] для сети напряжением 10 кВ то установка дугогасящих реакторов не требуется.
Проверка чувствительности по (3.5)
чувствительность токовой защиты нулевой последовательности выполняется.
2 Защита асинхронного двигателя М3
Рисунок 3.3 Схема защиты АД мощностью менее 5000 кВт
Согласно [1] на асинхронных электродвигателях должна предусматриваться защита от многофазных замыканий защита от однофазных замыканий на землю защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.
Защита от многофазных замыканий устанавливается на всех без исключения синхронных и асинхронных электродвигателях и предназначается для отключения электродвигателя при многофазных КЗ в его обмотке статора и на линейных выводах. Для электродвигателей номинальной мощностью до 4000 кВт применяется токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени с реле включенными на фазные токи. Применение токовой однорелейной отсечки с реле включенным на разность фазных токов не рекомендуется [6].
– коэффициент схемы для схемы соединения трансформаторов тока в «неполную звезду»;
– пусковой ток защищаемого асинхронного двигателя М3;
Ток трехфазного КЗ на выводах двигателя в максимальном режиме работы сети
следовательно выбранные трансформаторы тока проходят по предельной кратности тока.
Номинальный ток асинхронного двигателя М3
По справочнику [7 табл.7.10] выбираем трехжильный кабель АСБУ 3×16 с длительно допустимым током . Длина кабеля 01 км.
Пусковой ток защищаемого асинхронного двигателя М3
Ток срабатывания реле отсечки по (3.7)
Выбираем максимальное токовое реле типа РТ-4010 с диапазоном уставок
÷ 5 А при последовательном соединении катушек и 5 ÷ 10 А при параллельном.
Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном КЗ на выводах двигателя в минимальном режиме работы сети. Ток трехфазного КЗ на выводах двигателя в минимальном режиме работы сети (см. пункт 2.2.5)
Определим ток двухфазного КЗ на выводах двигателя в минимальном режиме работы
Коэффициент чувствительности определяется по формуле (3.2)
По [1] коэффициент чувствительности для токовых отсечек должен быть следовательно токовая отсечка удовлетворяет требованию чувствительности.
2.2 Защита от перегрузки
Защиту от перегрузки следует предусматривать в одной фазе с зависимой или независимой от тока выдержкой времени отстроенной от длительности пуска электродвигателя в нормальных условиях и самозапуска после действия АВР и АПВ в однорелейном исполнении.
Ток срабатывания реле защиты от перегрузки определяется по формуле
где – коэффициент отстройки для реле типа РТ-82;
– коэффициент схемы включения на ток фазы;
– коэффициент возврата для реле типа РТ-82;
– коэффициент трансформации трансформатора тока;
– номинальный ток защищаемого двигателя.
Ток срабатывания реле защиты от перегрузки по (3.8)
Выбираем максимальное токовое реле типа РТ-402 с диапазоном уставок
÷ 1 А при последовательном соединении катушек и 1 ÷ 2 А при параллельном.
Время срабатывания выбирается на 20 ÷ 30 % больше времени пуска двигателя [3]
2.3 Токовая защита нулевой последовательности
Защита от замыканий на землю в обмотке статора считается обязательной при токе замыкания на землю 5 А и более. Рекомендуется предусматривать эту защиту и при меньших значениях тока замыкания на землю. Для защиты применяют токовую защиту нулевой последовательности с реле типа РТЗ-51 [6].
Для защиты от однофазных замыканий на землю выбираем по [6 таблица 2.243] трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛУ3.
Ток срабатывания защиты с реле типа РТЗ-51 определяется из условия ее надежной отстройки от броска собственного емкостного тока проходящего в месте установки защиты при внешнем перемещающемся замыкании на землю
где – коэффициент отстройки;
– коэффициент учитывающий бросок собственного емкостного тока;
– собственный емкостной ток присоединения электродвигателя и линии соединяющей его с распределительным устройством и входящий в зону действия защиты.
Емкость одной фазы для неявнополюсных синхронных и асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором
где – номинальная мощность электродвигателя МВА;
– номинальное линейное напряжение кВ.
Собственный емкостной ток от двигателя
где – номинальная частота сети Гц.
Емкость одной фазы для асинхронного двигателя М3 по (3.10)
Собственный емкостной ток от асинхронного двигателя М3 по (3.11)
Собственный емкостной ток от кабеля АСБУ 3×16 входящий в зону защиты по (3.6)
где значение емкостного тока металлического однофазного замыкания на землю для кабеля типа АСБУ 3×16 при номинальном напряжении кабеля и сети 6 кВ из [6 таблица 2.245].
Собственный емкостной ток присоединения электродвигателя и кабельной линии
Ток срабатывания защиты по (3.9)
По справочнику [6 таблица 2.243] минимальный первичный ток срабатывания защиты от замыканий на землю с реле типа РТЗ-51 для одного трансформатора тока нулевой последовательности типа ТЗЛУ3 составляет 068 А. Так как то принимаем
Правилами [1] требуется проверка чувствительности защит электродвигателей от однофазных замыканий на землю. Рекомендуется обеспечивать условие [6]
где – суммарный емкостной ток замыкания на землю сети к которой подключен электродвигатель в нормальном режиме ее работы.
Суммарный емкостной ток замыкания на землю сети к которой подключен электродвигатель в нормальном режиме ее работы
Так как номинальные мощности электродвигателей не превышают 25 МВт то значением емкостного тока пренебрегаем [6 стр.490].
Емкостные токи замыкания на землю для кабельной линии Л3 по (3.6)
Емкостной ток обмоток трансформатора ТП определим приближенно увеличением емкостного тока кабельной линии Л3 на 20 %
Остальные емкостные токи замыкания на землю были рассчитаны в пункте 3.1.3.
Суммарный емкостной ток замыкания на землю сети
Проверка чувствительности по (3.12)
3 Защита трансформатора ГПП
3.1 Продольная дифференциальная защита трансформатора Т1 ГПП
Рисунок 3.4 Принципиальная схема дифференциальной защиты трансформатора ГПП
Выполним продольную дифференциальную защиту трансформатора ГПП с использованием реле ДЗТ-21. Использование реле ДЗТ-21 позволяет существенно повысить чувствительность дифференциальной защиты [5].
Схема цепей переменного тока дифференциальной защиты включает выравнивающие автотрансформаторы тока АТ-31 и АТ-32 приставку дополнительного торможения ПТ-1 и модули реле дифференциальной защиты 1МРЗД 2МРЗД 3МРЗД (всего три модуля по числу фаз). Каждый модуль МРЗД содержит два промежуточных трансформатора тока (ПТТ-1 и ПТТ-2) и один трансреактор (Тр). Приставка ПТ-1 используется при выполнении защиты трехобмоточного трансформатора. Промежуточные трансформаторы ПТТ-1 ПТТ-2 и трансреактор Тр имеют ответвления от первичных обмоток для выравнивания токов плеч [9].
Список установленных параметров реле ДЗТ-21 и диапазон изменения их значений приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Параметры реле ДЗТ-21
Начальный ток срабатывания
Коэффициент торможения
Ток начала торможения
Ток срабатывания дифференциальной отсечки
Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора:
В качестве основной стороны принимаем сторону низшего напряжения (НН) силового трансформатора.
Для исключения повышенных токов небаланса в установившихся режимах внешних КЗ трансформаторы тока (ТТ) установленные со стороны звезды силового трансформатора соединяются в треугольник (). На стороне треугольник силового трансформатора вторичные обмотки ТТ должны иметь группу соединения звезда с нулевым проводом (). Нулевой провод необходим для уменьшения взаимного влияния ТТ в группе в переходных режимах трехфазных КЗ когда возможно насыщение магнитопроводов трансформаторов тока под влиянием апериодических составляющих токов КЗ [5].
Коэффициент трансформации трансформаторов тока со стороны высшего напряжения (ВН) силового трансформатора должен выбираться таким образом чтобы ток на выходе группы ТТ соединенных по схеме «треугольник» со стороны ВН был не более 5 А при номинальном вторичном токе ТТ 5 А [11].
Для понижающих трансформаторов со стороны ВН как правило используются встроенные ТТ. Такие ТТ при малых могут иметь предельную кратность порядка 5 ÷ 10 [5]. При этом может не выполняться условие
где – приведенная предельная кратность тока.
По справочнику [7 таблица 5.11] выбираем три ТТ встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ110-III-3005 с номинальной предельной кратностью . Произведем проверку выбранного ТТ по условию (3.13)
где – максимальный внешний ток КЗ за трансформатором (см. пункт 2.2.1).
По справочнику [7 таблица 5.9] выбираем три ТТ на низшей стороне трансформатора ГПП типа ТШЛК-10 для внутренней установки в КРУ на номинальное напряжение 10 кВ с номинальным первичным током . Номинальный вторичный ток . Класс точности 10Р. Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты .
Выбранный трансформатор тока проходит по предельной кратности тока.
По первичным токам определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
Со стороны ВН ток но больше 5 А таким образом необходим выравнивающий автотрансформатор АТ-32. Со стороны НН ток таким образом выравнивающий автотрансформатор АТ-32 не применяется [9].
По [9 таблица 7] выбираем номинальный ток ответвления автотрансформатора АТ-32 при условии подключения модулей МРЗД к выводам 1-2 для прикидочных расчетов.
Рассчитаем коэффициент трансформации понижающего автотрансформатора АТ-32 по формуле
Более точное выравнивание осуществляется путем выбора соответствующих ответвлений на основе расчета коэффициента трансформации автотрансформатора по приведенным
[9 таблица 5] параметрам обмоток. Коэффициент трансформации АТ-32 при присоединении к выводам 1-2
Номинальный ток на выходе АТ-32
По [9 таблица 3 таблица 4] выбираем ответвления от первичных обмоток трансреактора Тр и промежуточных трансформаторов тока ПТТ (ближайшие значения) и сведем их в
Таблица 3.2 Номинальные токи ответвлений Тр и ПТТ
Первичный минимальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения со всех сторон защиты должен удовлетворять условию
Указанное условие определяется тем что недействие защиты в переходном режиме внешнего КЗ обеспечивается совокупностью ряда факторов действующих на загрубление защиты (форма кривой тока небаланса торможение от второй гармоники наличие процентного торможения от токов плеч защиты) дающих гарантированный эффект при минимальном токе срабатывания защиты удовлетворяющем (3.14) [5].
Расчетный ток небаланса в относительных единицах (за базу принимается номинальный ток ответвлений от первичной обмотки Тр) определяется из выражения [9]
где – коэффициент учитывающий переходный процесс;
– относительная полная погрешность ТТ в установившемся режиме;
– диапазон регулирования (в одну сторону) в относительных единицах напряжения защищаемого трансформатора;
– относительная погрешность выравнивания токов плеч.
Расчетное значение принимается равным 01.
Диапазон регулирования напряжения защищаемого трансформатора ТДН-40000110 ±9×178%
Относительная погрешность выравнивания токов плеч (наибольшее значение из сторон защиты)
где – расчетное значение тока ответвления от первичной обмотки трансреактора основной стороны;
– номинальное значение тока ответвления от первичной обмотки трансреактора основной стороны.
Коэффициент торможения можно вычислять на наклонном участке тормозной характеристики по формуле
Коэффициент торможения и начальный ток срабатывания связаны неравенством
– относительный сквозной ток (в частном случае он не равен относительному току внешнего КЗ);
– коэффициент снижения тормозного тока в переходном режиме;
– относительный тормозной ток;
– относительный ток начала торможения.
Значения коэффициентов и принимаются в зависимости от приведенной предельной кратности . Чем больше тем меньшим становится коэффициент и большим .
Так как то принимаем и [9].
Отстройка реле ДЗТ-21 от бросков намагничивающего тока силового трансформатора и токов небаланса при максимальных токах внешних КЗ обеспечивается за счет таких информационных параметров переходного процесса как длительность пауз на определенном уровне замера и относительная вторая гармоника [5]. Отстройка может быть достигнута за счет выбора параметров реле и [9].
Небольшие кратности сквозных токов возможны при наличии в составе нагрузки мощных двигателей напряжением 6 – 10 кВ. Они возникают в режимах пуска и самозапуска двигателей в режиме АПВ линии питающей двигательную нагрузку и в других случаях.
Расчетные значения находятся в пределах 115 ÷ 20. Меньшее значение следует принимать при выполнении дифференциальной защиты трансформатора собственных
нужд электрических станций. Большее значение можно принимать при проектировании защиты трансформаторов распределительных сетей [9].
Принимаем относительный сквозной ток .
При использовании формулы (3.16) можно полагать (наиболее вероятный случай использования торможения).
Расчет целесообразно начинать полагая и [9].
Расчетный ток небаланса в относительных единицах по (3.15)
Коэффициент торможения по (3.16)
Так как коэффициент торможения чувствительного органа изменяется плавно в пределах 03 ÷ 09 то выставляем значение уставки на реле .
Ток срабатывания дифференциальной отсечки рассчитывается по формуле
– коэффициент учитывающий ток небаланса в переходном режиме;
– максимальный внешний ток КЗ приведенный к номинальному току ответвления Тр (см. пункт 2.2.1 таблица 3.2).
Значение зависит в основном от минимального значения приведенной предельной кратности тока ТТ и от остаточных индукций ТТ. Если со всех сторон защищаемого трансформатора применяются ТТ со вторичным номинальным током 5 А то можно принимать
Максимальный приведенный внешний ток КЗ
Ток срабатывания дифференциальной отсечки по (3.17)
Принимаем ближайшее значение тока срабатывания дифференциальной отсечки (см. таблицу 3.1).
Окончательно выбранные уставки реле ДЗТ-21 сведем в таблицу 3.3.
Таблица 3.3 Выбранные уставки реле ДЗТ-21
Проверим чувствительность дифференциальной защиты в режимах с минимальными токами КЗ в защищаемой зоне
где – минимальный ток двухфазного КЗ в защищаемой зоне (см. пункт 2.2.1);
– начальный ток срабатывания защиты (см. таблицу 3.3).
По [1] продольные дифференциальные защиты трансформаторов должны иметь коэффициент чувствительности не менее 20 следовательно требование чувствительности выполняется с большим запасом.
Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется так как она является вспомогательным элементом назначение которого предотвращать недопустимое замедление или отказ в срабатывании защиты при больших кратностях тока когда чувствительный орган может сработать с большим замедлением или не сработать из-за искажения формы кривой вторичного тока в переходном режиме КЗ (например при значительном насыщении ТТ) и торможения вследствие этого чувствительного органа защиты токами второй и более высоких гармоник.
3.2 Газовая защита трансформаторов
Газовая защита устанавливается на трансформаторах автотрансформаторах и реакторах с масляным охлаждением имеющих расширители.
Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и более а также на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 1000 - 4000 кВА не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1 с и более. На трансформаторах мощностью 1000 - 4000 кВА применение газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты допускается но не является обязательным. Применение газовой защиты является обязательным также на внутрицеховых трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 630 кВА и более независимо от наличия других быстродействующих защит.
Действие газовой защиты основано на том что всякие даже незначительные повреждения а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал а при бурном газообразовании что имеет место при коротких замыканиях происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора.
Рисунок 3.7 Установка газового реле на трансформаторе
Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов (автотрансформаторов) от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.
Реле заполнено маслом. Кожух реле имеет смотровое стекло со шкалой с помощью которой определяется объем скопившегося в реле газа. На крышке газового реле имеется краник для выпуска воздуха и взятия пробы газа для его анализа а также расположены зажимы для подключения кабеля к контактам находящимся внутри кожуха.
У поплавковых реле внутри кожуха укреплены на шарнирах два поплавка представляющих собой полые металлические цилиндры (или пластмассовые шарики). На поплавках укреплены ртутные контакты соединенные с выводными зажимами на крышке реле.
Рисунок 3.8 Устройство поплавкового газового реле
С понижением уровня масла в реле поплавок опускаясь поворачивается на своей оси вследствие чего происходит замыкание ртутных контактов в цепи предупредительной сигнализации. При дальнейшем медленном газообразовании реле не может подействовать на отключение так как оно заполняется газом лишь до верхней кромки отверстия маслопровода после чего газы будут выходить в расширитель. Аналогично работает сигнальный элемент и при понижении уровня масла в реле по другим причинам например из-за утечки масла из бака трансформатора или понижения температуры. Нижний поплавок расположенный против отверстия маслопровода является отключающим элементом реле.
При бурном газообразовании вследствие повышения давления в баке трансформатора (автотрансформатора) возникает сильный поток масла и газа в расширитель через газовое реле. При скорости движения потока газов и масла 05 мс нижний поплавок находящийся на пути движения потока опрокидывается и происходит замыкание его ртутных контактов в цепи отключения. Благодаря тому что при КЗ в трансформаторе (автотрансформаторе) сразу возникает бурное газообразование газовая защита производит отключение с небольшим временем —01—03 с. Отключающий элемент работает так же при большом понижении уровня масла в корпусе реле.
Время срабатывания реле зависит от кратности действительной скорости потока масла по отношению к уставке. При кратности 125 время срабатывания не превышает 015 с; при кратности 15 – не более 01 с. Коммутационная способность контактов: 2 А при 220 В постоянного тока переходное сопротивление контактов не более 03 Ом. Реле снабжено устройством для ручного опробования работоспособности обоих элементов. Реле имеет кран для отбора проб газа. На трансформаторах с регулированием под нагрузкой коэффициента трансформации (РПН) для защиты устройства РПН от повреждений внутри его бака применяется газовое реле типа URF 2510 называемое струйным. Эти реле имеют один отключающий элемент реагирующим органом которого является поворотная пластина установленная поперек потока маслогазовой смеси; как и у реле типа BF80Q поворотная пластина при срабатывании реле перемещает постоянный магнит который переключает геркон. При срабатывании реле поворотная пластина фиксируется в сработавшем положении до возврата вручную. Это не дает возможности включить в работу трансформатор отключившийся газовой защитой до принятия необходимых мер и ручного возврата струйного реле. Для возврата отключающего элемента реле предусмотрено устройство которое служит также и для опробования работоспособности реле.
Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат 1986.
Федосеев А. М. Федосеев М. А. Релейная защита электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат 1992.
Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа 1991.
Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.: Энергоатомиздат 1985.
Дмитренко А. М. Новые дифференциальные защиты трансформаторов Чуваш ун-т. Чебоксары 1995.
Справочник по проектированию электроснабжения Под ред. Ю. Г. Барыбина. Энергоатомиздат 1990.
Неклепаев Б. Н Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справ материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1989.
РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. М.:»Издательство ИЦ ЭНАС» 2002.
Дмитренко А.М. Немцев Г.А. Атаманов М.Н. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения: Метод. указания к курсовой работе. Чебоксары 2003.

Схема ЭС.cdw