Расчет уставок тзнп трансформатора

Что такое токовая защита нулевой последовательности?

В высоковольтных сетях из-за каких-либо повреждений может нарушаться нормальная работа электроустановок. Достаточно частое повреждение – замыкание на землю, при котором возникает угроза как человеческой жизни за счет растекания потенциала, так и оборудованию за счет нарушения симметрии в сети. Чтобы предотвратить возможные последствия от таких повреждений на подстанциях и в других устройствах применяют токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП).

Что такое нулевая последовательность?

Преимущественное большинство сетей получают питание по трехфазной системе. Которая характеризуется тем, что напряжение каждой фазы смещено на 120º.

Рис. 1. Форма напряжения в трехфазной сети

Как видите из рисунка 1 на диаграмме б) показана работа сбалансированной симметричной системы. При этом если выполнить геометрическое сложение представленных векторов, то в нулевой точке результат сложения будет равен нулю. Это означает, что в системах 110, 10 и 6 кВ, для которых характерно заземление нейтралей трансформаторов, при нормальных условиях работы, какой-либо ток в нейтрали будет отсутствовать. Также следует отметить, что геометрически смена фаз может подразделяется на такие виды:

• прямой последовательности, при которой их чередование выглядит как A – B – C;
• обратной последовательности, при которой чередование будет C – B – A;
• и вариант нулевой последовательности, соответствующий отсутствию угла сдвига.

Для первых двух вариантов угол сдвига будет составлять 120º.

Рис. 2. Прямая, обратная и нулевая последовательность

Посмотрите на рисунок 2, здесь нулевая последовательность, в отличии от двух других, показывает, что векторы имеют одно и то же направление, но их смещение в пространстве между собой равно 0º. Подобная ситуация происходит при однофазном кз, при этом токи двух оставшихся фаз устремляются в нулевую точку. Также эту ситуацию можно наблюдать и при междуфазных кз, когда две из них, помимо нахлеста, попадают еще и на землю, а в нуле будет протекать ток лишь одной фазы.

При возникновении трехфазных кз в нейтрали обмоток ток не будет протекать, несмотря на аварию. Потому что токи и напряжения нулевой последовательности по-прежнему будут отсутствовать. Несмотря на то, что фазные напряжения и токи в этой ситуации могут в разы возрасти, в сравнении с номинальными.

Принцип работы ТЗНП

Практически все релейные защиты, действие которых отстраивается от появления токов нулевой последовательности, имеют схожий принцип. Рассмотрите вариант такой схемы, демонстрирующей действие защиты.

Принципиальная схема простейшей ТЗНП

Здесь представлен вариант включения реле тока Т, которое подключается ко вторичным обмоткам трансформаторов тока (ТТ), собранных в звезду. В данной ситуации нулевой провод от звезды обмоток трансформаторов отфильтровывает составляющие нулевой последовательности, в случае их возникновения. При условии, что система работает симметрично, обмотки реле Т будут обесточенными. А при условии, что в одной из фаз произойдет замыкание на землю, ТТ отреагирует на это, из-за чего по нулевому проводу потечет ток. Это и будет та самая составляющая нулевой последовательности, из-за которой произойдет возбуждение обмотки реле Т.

После чего происходит выдержка времени, определяемая параметрами реле В. При истечении установленного промежутка времени токовая защита посылает сигнал на соответствующую коммутационную установку У. Которая и производит отключение трехфазной сети. Более сложные варианты схемы могут включать и реле мощности, которое позволяет отлаживать работу защиты по направлению.

В случае междуфазных повреждений симметрия не нарушиться, а лишь измениться величина токов. А ТТ будут продолжать компенсировать токи, стекающиеся в нулевой провод. Преимущество такой схемы заключается в том, что при максимальных рабочих токах, все равно не будет срабатывать защита, поскольку будет сохраняться симметрия.

Но при существенном отличии в магнитных параметрах измерительных трансформаторов, произойдет дисбаланс в системе, и по нулевому проводнику будет протекать ток небаланса. Что может обуславливать ложные срабатывания токовой защиты даже в тех сетях, где соблюдается номинальный режим питания.

Правила подборки трансформаторов тока.

С целью снижения небаланса, влияющего на правильность срабатывания токовой защиты, подбирают такие ТТ, у которых вторичные токи не создадут перетоков. Для чего они должны соответствовать таким требованиям:

• Обладать идентичными кривыми гистерезиса;
• Одинаковая нагрузка вторичных цепей;
• Погрешность на границе участков сети не должна превышать 10%.

К их вторичным цепям запрещено подключать еще какую-либо нагрузку, приводящую к искажению кривой намагничивания хотя бы в одном ТТ. Поэтому на практике при возникновении токов срабатывания от симметричной системы рекомендуют подвергать замене не один и не два, а все три трансформатора одновременно.

Область применения

Токовая защита, способная отреагировать на появление нулевой последовательности, нашла достаточно широкое применение в линиях с заземленной нейтралью. Так как в них токи коротких замыканий достигают наибольших величин. А вот при изолированной нейтрали ее установка нецелесообразна, поэтому ТЗНП в них не используют. Сегодня установки ТЗНП находят широкое применение:

• на шинах районных подстанций для защиты силового оборудования;
• в распределительных устройствах трансформаторных, переключающих и комплектных подстанций;
• в токовых цепях крупных промышленных объектов с трехфазным силовым оборудованием.

Выбор уставок для ТЗНП

Для обеспечения ступенчатого принципа вывода линии, токовая защита, контролирующая появление нулевой последовательности в цепях, должна соответствовать селективности срабатывания. Здесь под селективностью понимается последовательное отключение определенных участков цепи, в зависимости от их значимости, с целью определения места повреждения или выделения поврежденного промежутка. Для этого выбираются соответствующие уставки срабатывания по времени для защиты. Рассмотрите пример выбора уставок на такой схеме.

Пример выбора уставок

Как видите, ТЗНП в данном случае отстраивается по тому же принципу, что и максимальная токовая защита, но с меньшей величиной выдержки времени. В этом примере каждая последующая ступень защиты выдерживает временную задержку на промежуток Δt больше, чем предыдущая. То есть время срабатывания первой токовой отсечки, в сравнении со второй будет рассчитываться по формуле: t1 = t2+ Δt. А время срабатывания второй по отношению к третей будет составлять t2 = t3+ Δt. Таким образом каждое последующее реле выполняет функцию резервной защиты.

Если обмотки преобразовательных устройств включаются по системе звезда – треугольник, а также звезда – звезда, ТЗНП первичных и вторичных цепей не совпадают. Из-за того, что замыкание в линиях высокого напряжения не обязательно вызовет появление составляющих нулевой последовательности в низких обмотках и питаемой ими цепи. Так как селективность ТЗНП для каждой из них должна выстраиваться независимо, на практике должна обеспечиваться их независимая работа.

Такая система ступенчатых защит позволяет минимизировать дальнейший переход повреждения на другие участки сети и силовое оборудование. А также помогает вывести из-под угрозы персонал, обслуживающий эти устройства. Главное требование к токовой защите – предотвращение ложных коммутаций по отношению к соответствующей зоне срабатывания.

Практическая реализация ТЗНП

Сегодня токовая защита, реагирующая на возникновение нулевой последовательности, может реализовываться микропроцессорными установками и посредством реле. В большинстве случаев устаревшие реле повсеместно заменяются на более новые версии токовой защиты. Но, помимо ТЗНП настраиваются в работу дистанционные, дифференциальные защиты и прочие устройства. Чья работа основывается как на симметричных составляющих, так и на других параметрах сети.

Помимо этого, в своем классическом исполнении ТЗНП не имеет возможности определять место повреждения. То есть для нее не имеет значение, в каком месте произошел обрыв. Поэтому для определения направления, в котором ток протекает по направлению к земле, применяют направленную защиту. Такая система отстраивается не только на токах, а и на напряжении, возникающем от нулевой последовательности. Данные величины подаются с трансформаторов напряжения, включенных по системе разомкнутого треугольника.

Схема работы направленной защиты

При замыкании в зоне резервирования токовой защиты к одной из обмоток реле мощности поступает напряжение, а на вторую обмотку поступает ток нулевой последовательности, используемый для токовой защиты. При условии, что вектор мощности направлен в линию, реле мощности разблокирует срабатывание токовой защиты. В противном случае, когда направление мощности указывает, что неисправность произошла на другом участке, реле мощности продолжит блокировать срабатывание токовой защиты.

Сегодня практическая реализация такой защиты выполняется посредством микропроцессорных блоков REL650 или на реле ЭПЗ-1636. Каждый, из которых уже включает в себя и токовую отсечку, и дистанционную защиту, и пусковое реле для возобновления питания.

Источник

Расчет уставок резервных защит трехобмоточного трансформатора

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.2 — Схема распределения защит 35 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).

• 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.

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

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.

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.

2.7 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:

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:

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

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).

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.

3.3 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:

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:

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

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.

3.7 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:

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:

где:
Котс. –коэффициент отстройки, принимается 1,2;

В ориентировочных расчетах можно принять Uзап=0,7Uном.

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).

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.

4.3 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.

4.4 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.

4.5 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.

4.6 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:

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:

5.3 Защита от перегруза на стороне 35 кВ:

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

5.4 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

5.5 Защита от перегруза на стороне 110 кВ:

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

5.6 Определяем вторичный ток срабатывания реле:

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:

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

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»).

7.2 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).

7.4 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).

7.6 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»

Источник