Расчет дифзащиты трансформатора с расщепленной обмоткой

Описание релейной защиты силового трансформатора. Расчет дифференциальной токовой защиты двухобмоточного трансформатора с расщеплением

Страницы работы

Фрагмент текста работы

2. Описание релейной защиты силового трансформатора. 3

3. Расчет дифференциальной токовой защиты двухобмоточного трансформатора с расщеплением. 4

4. Максимальная токовая защита с пуском напряжения для трансформатора. 8

5. Максимальная токовая защита от перегрузки. 9

Библиографический список. 10

1.Исходные данные.

Из курсового по ЭЧС – выбираем трансформаторы.

Трансформатор ТРДН – 25000/110

2. Описание релейной защиты силового трансформатора.

Трансформатор – это сложное электротехническое устройство большой стоимости. Поэтому он требует устройств систем защиты от различного рода повреждений. В трансформаторе они могут быть следующими:

1. Межвитковое замыкание в обмотках

2. Замыкание на корпус обмоток или их выводов

3. Замыкание между фазами внутри бака или на выводах

Часто один вид замыканий переходит в другой, поэтому должны быть предусмотрены как защиты от данных видов к.з., так и резервные защиты. Кроме того, на всех трансформаторах устанавливается защита от перегрузок, действующая на сигнал, если же степень перегрузки превышает допустимый уровень и снизить ее не возможно, то и на отключение.

В качестве основной защиты трансформаторов от всех видов к.з. применяются продольно – дифференциальная защита. Сравниваемые защитой токи снимаются с трансформаторов тока, которые размещаются с обеих сторон трансформатора, следовательно, зона действия защиты будет располагаться между этими трансформаторами.

В случае к.з. внутри трансформатора или на его выводах защита действует на отключение его со всех сторон без выдержки времени. Ток срабатывания защиты выбирается из следующих условий:

1) Условие от броска тока намагничивания при включении трансформатора под нагрузку:

Где: ток срабатывания защиты

номинальный ток трансформатора

коэффициент надежности.

2) Условие отстройки от максимального тока небаланса при внешнем 3-х фазном к.з., который обусловлен в основном тем, что трансформаторы тока, которые работают на защиту, стоят на разных ступенях напряжения.

Где: максимальный ток небаланса при сквозном внешнем к.з.

В качестве резервных защит от внешних к.з. используют МТЗ с независимой характеристикой, и МТЗ с пуском по напряжению. Выдержка времени у этих защит больше чем у защит во внешней сети.

3. Расчет дифференциальной токовой защиты двухобмоточного трансформатора с расщеплением.

Так как мощность силовых трансформаторов равна 25 МВА, то выбираем защиту на реле типа ДЗТ – 11.

Схема замещения трансформатора с расщеплением.

Ом

Ом

Ом

Ом

Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока nт и коэффициентов схемы kсх. Расчеты сводятся в таблицу 1.

Источник

Расчет уставок дифференциальной защиты трансформатора на терминале RET 670

Требуется выполнить расчет уставок дифференциальной защиты на терминале RET 670 (фирмы «ABB») для защиты трансформатора типа ТДТН-16000/110.

Исходные данные:
Данные трансформатора:

• Трехобмоточный трансформатор типа ТДТН-16000/110;
• Схема и группы соединения обмоток звезда/звезда/треугольник-0-11;
• Мощность = 16 МВА;
• Номинальное напряжение обмоток: 115±9х1,78%/38,5±2х2,5%/11 кВ;
• Напряжения короткого замыкания:
• Сторона 110 кВ UкВС=10,5%;
• Сторона 35 кВ UкВН=17%;
• Сторона 10 кВ UкСН=6%.
• Коэффициенты трансформации трансформаторов тока:
• КттВН=300/5;
• КттСН=300/5;
• КттНН=1000/5.
• Максимальные и минимальные токи короткого замыкания:
• КЗ на ВН:
• Ток трехфазный максимальный =4317 А;
• Ток трехфазный минимальный =1851 А.
• КЗ на СН:
• Ток трехфазный максимальный = 728 А;
• Ток трехфазный минимальный = 504 А.
• КЗ на НН:
• Ток трехфазный максимальный = 487 А;
• Ток трехфазный минимальный = 342 А

Расчет дифференциальной защиты

1. Первое что мы должны выполнить, это проверить обеспечивается ли цифровое выравнивание токов плеч защищаемого трансформатора, для этого определяем первичные номинальные токи:

2. Определяем вторичные номинальные токи на сторонах трансформатора с учетом установки группы ТТ «звезда» со всех сторон защищаемого трансформатора, т.е. Ксх=1 на всех сторонах трансформатора.

По Таблице В.1.1 приложения В [Л1, с163] выбираем номинальный ток входа устройства для каждого плеча защиты и относительную погрешность выравнивания при Iном.вт=1-5, соответственно iном.т.n = 5A, Δf*выр=0,02.

Проверка обеспечения цифрового выравнивания для всех сторон защищаемого трансформатора, производится по выражению:

Как мы видим для всех сторон цифровое выравнивание амплитуд токов плеч обеспечивается.

3. Определяем расчетный коэффициент небаланса, по уточненному выражению:

где:
К’пер — коэффициент, учитывающий переходный процесс, выбирается по таблице 1.6 [Л1, с22], в соответствии с таблицей К’пер=1 для силового трансформатора мощностью не более 40 МВА и при отсутствии подключенных токоограничивающих реакторов на НН.

• ε*=0,1 — полная относительная погрешность ТТ в установившемся режиме;
• Δf*выр =0,02 — относительная погрешность выравнивания токов плеч, выбранная ранние по таблице В.1.1 приложение В;
• ΔU*рег. — относительная погрешность, принимается равной максимальному возможному отклонению от номинального положения РПН ΔUрег.=±16%- на стороне ВН;

4. Определяем начальный дифференциальный ток срабатывания Idmin:

• Kотс.=1,2 — коэффициент отстройки;
• Kнб.расч.- расчетный коэффициент небаланса;
• EndSection1 – начальный тормозной ток, принимается равным 1,15 по рекомендациям фирмы «ABB».

5. Проверяем чувствительность для горизонтального участка тормозной характеристики:

где:
I*диф.ср. — определяем уставку по начальному дифференциальному току срабатывания Idmin=0,3 по рисунку Д.2, соответственно относительный дифференциальный ток будет равен 0,3.

I*диф.расч. — относительный расчетный минимальный дифференциальный ток при КЗ на выводах защищаемого трансформатора, в данном случае расчетный минимальный дифференциальный ток будет при КЗ на стороне НН.

где:

• Трехфазное короткое замыкание на стороне НН I 3 мин = 342 A;
• Двухфазное короткое замыкание на НН: I 2 мин = 297 A;

Как мы видим чувствительность при внутренних КЗ на горизонтальном участке тормозной характеристики обеспечена.

Чувствительность защиты на наклонных участках тормозной характеристики будет обеспечиваться всегда, так как выполняется условие:

6. Ток срабатывания дифференциальной отсечки Idunre

По условию отстройки от режима броска намагничивающего тока параметр срабатывания токового органа дифференциальной отсечки должен приниматься не менее 500 %:

По условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних повреждениях, параметр срабатывания можно находить по выражению:

где:

• Kотс. = 1,2 — коэффициент отстройки;
  Kнб(1) — отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей сквозного тока. Согласно рекомендаций фирмы «ABB» для трансформаторов с расщепленной обмоткой принимать 0,65, при использовании со всех сторон ТТ с вторичным номинальным током 5 А.
• I*кз.макс — относительный максимальный ток при внешнем КЗ, определяется по формуле:

где:

• Iкзмакс – максимальный ток при внешнем КЗ, приведенный к опорной стороне (стороны ВН);
• Iном.опор. — номинальный ток опорной стороны (стороны ВН) защищаемого трансформатора.

Параметр срабатывания принимается равным наибольшему значению из двух полученных. Итоговое значение параметра в процентах рекомендуется округлять до десятков.

Принимаем параметр Idunre=710% (IdUnre=7,1)

Следующие параметры и уставки для терминала RET 670 принимаются в соответствии с рекомендациями фирмы «АВВ»:

• параметр SlopeSection3 = 50%;
• параметр StabByOption- «всегда»;
• параметр I2 / I1 ratio=14 %;
• параметр I5 / I1 ratio=25 %;
• уставка ZSCSub – выключено;
• уставка CrossBlockEn – выключено;
• уставка SOTFMode – выключено;
• уставка NegSegDiffEn –выключено;
• уставка OpenCNEnable –выключено.

Результаты расчетов и выбранных параметров сводим в таблицу 1.

Обозначение параметра	Единица измерения	Диапазон	По умолчанию	Принятое значение
EndSection1	В долях от I*ном.опор	0,20-1,50	1,25	1,15
IdMin	В долях от I*ном.опор	0,10-0,60	0,3	0,3
EndSection2	В долях от I*ном.опор	1,00-10,00	3	2,0
SlopeSection2	%	10,0-50,0	40	45
SlopeSection3	%	30,0-100,0	80	50
Idunre	В долях от I*ном.опор	1,00-50,00	10	7,1
I2 / I1 ratio	%	5-100	15	14
I5 / I1 ratio	%	5-100	25	25
CrossBlockEn	—	On;Off	On	Off
SOTFMode	—	On;Off	On	Off
NegSegDiffEn	—	On;Off	On	Off
OpenCNEnable	—	On;Off	On	Off

Литература:
1. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы».
Расчет выполнил: инженер Николаенко С.Н. ГУП РК «КРЫМЭНЕРГО»

Источник

2-5. Дифференциальная токовая защита трансформаторов (без торможения)

Основные условия расчета. Дифференциальная (продольная) токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше от КЗ на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с «Правилами» [1] продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 MB-А и выше, а также на трансформаторах 4 MB-А при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А), если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с. Кроме того, дифференциальная защита предусматривается на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям (поскольку газовая защита трансформатора здесь может действовать только на сигнал).

Принцип действия, схемы выполнения и методы расчета параметров срабатывания дифференциальных зашит понижающих трансформаторов изложены в фундаментальных учебниках по РЗ [3, 4, 5 и др.], в Руководящих указаниях, вып. 4, а также в новом учебном пособии кафедры РЗА ПЭИпк «Дифференциальные защиты трансформаторов», автор А.М. Александров [13].

В распределительных сетях России и стран СНГ большинство дифференциальных защит трансформаторов выполнено на традиционных аналоговых реле типов РНТ и ДЗТ-10 завода ЧЭАЗ. В последнее десятилетие включены в работу новые реле дифференциальных защит РСТ-15 и РСТ-23, ДЗТ-23, блоки в ЯРЭ-2201 (ЧЭАЗ), а также цифровые реле фирм АББ, Сименс, Альстом. Вопросы выбора уставок этих новых реле рассмотрены в [13], как рекомендательные до накопления опыта их эксплуатации. Здесь эти рекомендации не приводятся.

На двух- и трехобмоточных силовых трансформаторах (автотрансформаторах) без регулирования напряжения под нагрузкой применяются реле серии РНТ с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и короткозамкнутой обмоткой. Для за­щиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, как правило, применяются реле серии ДЗТ-10 с НТТ и магнитным торможением сквозным (циркулирующим) током дифференциальной защиты [3]. Исключение могут составлять трансформаторы с малыми значениями токов КЗ при повреждениях на стороне низшего напряжения, для которых более высокую чувствительность обеспечивают реле РНТ благодаря лучшей отстройке от бросков тока намагничивания (§ 2-6).

Для трансформаторов большой мощности выпускаются полупроводниковые сложные реле серии ДЗТ-20, позволяющие выполнить дифференциальную защиту с током срабатывания, значительно меньшим номинального тока трансформатора [3]. В распределительных сетях реле этой серии не применяются и в дальнейшем под индексом ДЗТ подразумеваются реле ДЗТ-11 и аналогичные. В сравнительно редких случаях для дифференциальной защиты используются обычные токовые реле серии РТ-40.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей по сравнению с выполнением схемы и расчетами уставок дифференциальных защит других элементов:

1. необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора (автотрансформатора) под напряжение (на холостой ход) или при восстановлении напряжения после отключения внешнего КЗ в питающей сети;
2. необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ и ДЗТ расчетных чисел витков (дробных) уравнительных обмоток; этим вызывается появление

составляющей тока небаланса, обозначаемой I»‘нб (см. далее);

регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора (автотрансформатора) с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса, обозначаемой I»нб (см. далее);

Наряду с этими составляющими существует составляющая тока небаланса ( I’нб), обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты (в практических расчетах ее принято считать равной току намагничивания или полной погрешности ε худшего из ТТ (см. Главу 1, §1-5). Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит, может быть особенно значительной для дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они характеризуются большими и значительно отличающимися друг от друга сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты и параметрами трансформаторов тока. Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты трансформаторов состоит из трех составляющих :

Первым условием .выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от этого тока небаланса:

Источник