Дата и время

Расчет уставок резервных защит трехобмоточного трансформатора

Раздел: Релейная защита и автоматика

Содержание

В предыдущей статье был выполнен расчет уставок для дифференциальная защиты (основной защиты) трехобмоточного трансформатора, теперь нужно произвести расчет резервных защит.

В качестве резервных защит будут применяться: максимально-токовые защиты на напряжение 110 кВ, 35 кВ, 11 кВ, защита от перегруза на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ, защита от неполнофазного режима в питающей сети и защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ.


1. Исходные данные для расчета


Расстановка защит по кернам представлена на рис.1, 2, 3.

Рис.1 - Схема распределения защит 110 кВ по кернам трансформаторов тока

Рис.1 - Схема распределения защит 110 кВ по кернам трансформаторов тока

Рис.2 - Схема распределения защит 35 кВ по кернам трансформаторов тока

Рис.2 - Схема распределения защит 35 кВ по кернам трансформаторов тока

Рис.3 - Схема распределения защит 10 кВ по кернам трансформаторов тока

Рис.3 - Схема распределения защит 10 кВ по кернам трансформаторов тока

Подробное распределение защит 110/35/10 кВ по кернам трансформаторов тока для реконструируемой подстанции ПС-110/35/10 кВ "РАДУГА", можете скачать в формате dwg.

Таблица 1- Токи короткого замыкания

Токи короткого замыкания Максимальные токи при разных положениях РПН (А ) Минимальные токи при разных положениях РПН ( А)
Приведены к  Uвн Приведены к собственному напряжению, к Uнн Приведен к Uвн Приведены к собственному  напряжению, к Uнн
КЗ на ш. CН 582/649/728 2125/2043/1922 504/541/574 1664/1539/1372
КЗ на ш. НН 376/425/487 4568/4452/4276 342/376/413 4152/3935/3627

Таблица 2 – Первичные номинальные токи для сторон 115; 38,5; 11 кВ

Наименование
величины
Обозначение и метод определения Числовые значения для стороны
ВН 115 кВ СН 38,5 кВ НН 11 кВ
Первичный  номинальный ток защищаемого тр-ра Iном=Sном/√3*Uном 80,33 239,94 839,81

2. Расчет МТЗ-11 кВ с пуском по напряжению


Для того чтобы выполнить максимально-токовую защиту с пуском по напряжению, нужно подключить в нашем случае терминал REF615 к трансформаторам тока класса точности 10Р и завести цепи напряжения с обмоток ТН-10 кВ соединенного в «звезду».

2.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).

2.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки

где:
  • Кн = 1,1 – 1,25, принимаем 1,2 (для терминалов фирмы «АВВ»);
  • Кв = 0,95 – коэффициент возврата реле, для микропроцессорных терминалов принимается - 0,95;
  • Кз = 1,3 – коэффициент запаса;
  • Iном.= 839,81 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

2.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 11 кВ трансформатора (основная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,5.

2.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 11 кВ

2.3 Определяем ток срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ присоединений 11кВ. Максимальная уставка МТЗ присоединений: Iсз=300 А.

2.3 Определяем ток срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ  присоединений 11кВ

где: Кн = 1,2 – коэффициент надежности;

2.4 Определяем время срабатывания, по условию согласования с временем срабатывания присоединений 11 кВ tсз=0,5сек.

t = tсз + Δt = 0,5 + 0,4 = 0,9 сек

где:
Δt = 0,3 – 0,5 сек - ступень селективности, принимаем 0,4 сек.

2.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-11кВ: Iсз=800 А, tсз. = 1сек.

2.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-11кВ

где:
Δt = 0,3 – 0,5 сек - ступень селективности, принимаем 0,4 сек.

2.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ в конце присоединений 11 кВ (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2. Из-за отсутствия параметров присоединений 11 кВ чувствительность в резервных зонах не проверялась.

2.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ в конце присоединений 11 кВ

2.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

2.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

где:
Ктт=1000/5 - коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх = 1 при схеме соединения обмоток трансформаторов тока – «полная звезда».

2.8 Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения:


2.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

2.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

где:
Котс. –коэффициент отстройки, принимается 1,2;
Кв – коэффициент возврата, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uмин=(0,85-0,9)Uном.

2.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

2.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

где:
Котс. –коэффициент отсройки, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uзап=0,7Uном.

2.8.3 Определяем вторичное значение:

2.8.3 Определяем вторичное значение:

где: Ктн – 10000/100 – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

Принимаем напряжения срабатывания реле: первичное напряжение Ucз=5800 В, вторичное напряжение реле Uср=58 В.


3. Расчет МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению


Расчет МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению выполняется по аналогии расчета МТЗ-11 с пуском по напряжению. МТЗ-35 кВ с пуском по напряжению реализуется с помощью терминала защиты REC 650 (фирмы «АВВ»). Для этого с нужно завести в терминал токовые и цепи напряжения с трансформаторов тока 35 кВ и трансформатора напряжения ТН-35 кВ.

3.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).

3.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки

Все коэффициенты принимаем по аналогии расчета МТЗ-11 с пуском по напряжению.

где:
Кн =1,2;
Кв = 0,95;
Кз = 1,3;
Iном.= 239,94 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

3.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ трансформатора (основная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,5.

3.2 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ трансформатора (основная зона)

3.3 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ ВЛ-35 кВ №1 где: ток срабатывания защиты - Iсз=240 А и время срабатывания защиты - t=2,5сек:

3.3 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ ВЛ-35 кВ №1

где:
Δt = 0,3 – 0,5 сек - ступень селективности, принимаем 0,4 сек.

3.4 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ ВЛ-35 кВ №2 где: ток срабатывания защиты - Iсз=500 А и время срабатывания защиты - t=2,5сек:

3.4 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ ВЛ-35 кВ №2

3.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-35 кВ: Iсз=550 А, tсз. = 2,9 сек.

3.5 Определяем ток и время срабатывания по условию согласования по чувствительности с МТЗ СВ-35 кВ

3.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ в конце ВЛ-35 кВ (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2. Из-за отсутствия параметров присоединений 35 кВ чувствительность в резервных зонах не проверялась.

3.6 Определяем ток и время срабатывания по условию обеспечения чувствительности

3.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

3.7 Определяем вторичный ток срабатывания реле

где:
Ктт=300/5 - коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх = 1 при схеме соединения обмоток трансформаторов тока – «полная звезда».

3.8 Определяем напряжение срабатывания реле минимального напряжения:


3.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

3.8.1 По условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

где:
Котс. – коэффициент отстройки, принимается 1,2;
Кв – коэффициент возврата, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uмин=(0,85-0,9)Uном.

3.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

3.8.2 По условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

где:
Котс. –коэффициент отсройки, принимается 1,2;
В ориентировочных расчетах можно принять Uзап=0,7Uном.

3.8.3 Определяем вторичное значение:

3.8.3 Определяем вторичное значение:

где: Ктн – 35000/100 – коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

Принимаем напряжения срабатывания реле: первичное напряжение Ucз=20300 В, вторичное напряжение реле Uср=58 В.


4. Расчет МТЗ-110 кВ с пуском по напряжению


МТЗ-110 кВ с пуском по напряжению реализуется с помощью терминала защиты REC 650 (фирмы «АВВ»).

4.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки (номинального тока трансформатора).

4.1 Определяем ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки

где:
Кн = 1,2 (для терминалов фирмы «АВВ»);
Кв = 0,95;
Кз = 1,3;
Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

4.2 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-35 кВ трансформатора Iсз=618 А t=3,3сек.

4.2 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-35 кВ

4.3 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-11 кВ трансформатора Iсз=1400 А t=1,4 сек.

4.2 Определяем ток и время срабатывания приведенное к стороне 110 кВ, по условию согласования по чувствительности с МТЗ-11 кВ

4.4 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ трансформатора (резервная зона). Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2.

4.4 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 35 кВ

4.5 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при КЗ на шинах 11 кВ трансформатора (КЗ за «треугольником») (резервная зона) . Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности (Кч) должен быть не меньше 1,2.

4.5 Определяем ток срабатывания по условию обеспечения чувствительности при КЗ на шинах 11 кВ трансформатора

4.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

4.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

где:
Ктт=300/5 - коэффициент трансформации трансформаторов тока;
Ксх = 1 при схеме соединения обмоток трансформаторов тока – «полная звезда».

4.7 Напряжение срабатывания реле напряжения принимаем: Ucз=20300/58В от ТН-35 кВ; Ucз=5800/58В от ТН-11 кВ.


5. Защита от перегруза на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ


5.1 Защита от перегруза на стороне 11 кВ в данном случае трансформатор загружен в нормальном режиме работы на 50%, поэтому перегруза тр-ра практически никакого не будет:

5.1 Защита от перегруза на стороне 11 кВ

где:
Кн = 1,05 – коэффициент надежности;
Кв = 0,95 – коэффициент возврата реле;
Iном.= 839,81 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

5.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.3 Защита от перегруза на стороне 35 кВ:

5.3 Защита от перегруза на стороне 35 кВ

где:
Iном.= 239,94 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

5.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.5 Защита от перегруза на стороне 110 кВ:

5.5 Защита от перегруза на стороне 110 кВ

где:
Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора.

5.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:


6. Защита от неполнофазного режима в питающей сети


Защита от неполнофазного режима в питающей сети (ненаправленная токовая защита нулевой последовательности с запретом АПВ). Защита устанавливается на вводе 110 кВ или в нейтрали трансформатора в режиме заземления нейтрали трансформатора.

В данном случае устанавливалась защита только на вводе 110 кВ.

6.1 Определяем ток срабатывания защиты по формуле:

6.1 Определяем ток срабатывания защиты по формуле:

где: Iном.= 80,33 А – первичный номинальный ток защищаемого трансформатора на стороне 115 кВ;

6.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

6.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

6.3 Принимаем время срабатывания защиты t=9 сек с действием на отключение выключателя 110 кВ трансформатора.


7. Защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ


7.1 Защита обдува на стороне 11 кВ принимается исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3, «Силовые трансформаторы и масляные реакторы»).

7.1 Защита обдува на стороне 11 кВ принимается исходя из заводской  инструкции

7.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

7.2 Определяем вторичный ток срабатывания реле

7.3 Защита обдува на стороне 35 кВ принимается, исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3).

7.3 Защита обдува на стороне 35 кВ

7.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

7.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле

7.5 Защита обдува на стороне 110 кВ принимается, исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора Iсз=(0,4÷1)*Iном (см. ПТЭ, гл.12.3).

7.5 Защита обдува на стороне 110 кВ

7.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

7.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле

7.7 Защита обдува на стороне 11 кВ, 35 кВ, 110 кВ, работает с действием на включение обдува. Уставку уточнить исходя из заводской инструкции по эксплуатации трансформатора.

Расчет выполнил: инженер Николаенко С.Н. ГУП РК «КРЫМЭНЕРГО»

Просмотров: 1663

Статья создана: 16.02.2017

Поделиться:


Читать еще:



Закрыть
Имя:
688 + 79 =  
Добавить комментарий:
Имя:
688 + 79 =